REPÚBLICA DE PANAMÁ. CONSULTA PÚBLICA No

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1 REPÚBLICA DE PANAMÁ CONSULTA PÚBLICA No PROPUESTA DE LAS EMPRESAS COMPRADORAS, TASA DE RENTABILIDAD Y DEL INGRESO MÁXIMO PERMITIDO (IMP) PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. (ETESA) PARA EL PERIODO DEL 1 DE JULIO DE 2017 AL 30 DE JUNIO DE 2021 Metodología de Cálculo Diciembre de 2017 REALIZADO CON LA ASESORÍA DEL CONSORCIO SIGLA-ASINELSA

2 ÍNDICE DE CONTENIDO INTRODUCCIÓN 3 PARTE I INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA EL SERVICIO DE TRANSMISIÓN 4 CAPÍTULO I: ANÁLISIS Y PROPUESTA DE LA EMPRESA COMPARADORA PARA ETESA POR LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN 4 SELECCIÓN DE LA EMPRESA COMPARADORA 5 PARÁMETROS COMPARADORES SELECCIONADOS 6 CONCLUSIONES 6 CAPÍTULO II: ESTIMACIÓN DE LA TASA DE RENTABILIDAD 6 TASA DE RENTILIDAD: DETERMINACION DE SUS COMPONENTES Y ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD 7 CONCLUSIONES 9 CAPÍTULO III: CÁLCULO DEL INGRESO MÁXIMO PERMITIDO POR LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN 10 SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSISIÓN 11 SISTEMA DE CONEXIÓN 33 Página PARTE II INGRESO MÁXIMO PARA CUBRIR LOS COSTOS DEL SERVICIO DE OPERACIÓN INTEGRADA 38 CAPÍTULO I: EMPRESAS COMPARADORAS PARA EL CND 38 CAPÍTULO II: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA CUBRIR LOS COSTOS DEL SERVICIO DE OPERACIÓN INTEGRADA 39 INVERSIONES Y GASTOS OPERATIVOS DE LA DIRECCION DE HIDROMETEOROLOGÍA 39 INVERSIONES Y GASTOS OPERATIVOS DEL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO 46 IMP RELACIONADO AL SERVICIO DE OPERACIÓN INTEGRADA 53 PARTE III: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO CONSOLIDADO PARA EL PERIODO TARIFARIO 54 ANEXOS 56 ANEXO I: EVALUACIÓN DE LA EMPRESA COMPARADORA PARA TRANSMISIÓN 57 ANEXO II: RETORNO SOBRE EL CAPITAL PARA LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN EN PANAMÁ 94 ANEXO III: ANÁLISIS PARA DETERMINAR LA EMPRESA COMPARADORA PARA EL CND 114

3 INTRODUCCIÓN El Ingreso Máximo Permitido (IMP) para la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) correspondiente al período julio 2017 junio 2021, ha sido calculado de acuerdo al Régimen Tarifario de Transmisión de Electricidad, que forma parte del Reglamento de Transmisión, aprobado mediante la Resolución No. JD-5216 del 14 de abril de 2005, sus modificaciones y la propuesta de modificación presentada en la Consulta Pública No El Texto Único de la Ley No. 6 del 3 de febrero de 1997 que dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad establece la siguiente regulación: El Artículo 91 señala que el Régimen Tarifario está compuesto por reglas relativas a procedimientos, metodologías, fórmulas, estructuras, opciones, valores y, en general, a todos los aspectos que determinan el cobro de las tarifas sujetas a regulación. El numeral 1 del Artículo 93 señala que la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) definirá periódicamente las fórmulas tarifarias separadas, para los servicios de transmisión, distribución, venta a clientes regulados y operación integrada. Además, indica que de acuerdo con los estudios que realice, la ASEP podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas y podrá definir las metodologías para la determinación de tarifas. El numeral 2 del Artículo 93 establece que para fijar sus tarifas, las empresas de transmisión y distribución prepararán y presentarán, a la aprobación de la ASEP, los cuadros tarifarios para cada área de servicio y categoría de cliente, los cuales deben ceñirse a las fórmulas, topes y metodologías establecidas en la normativa. El Artículo 71 establece que la remuneración de los servicios de la Empresa de Transmisión provienen de los cargos por el acceso y uso de la red de transmisión, por el servicio de operación integrada, por los servicios de la red meteorológica e hidrológica, y por los estudios básicos que se pongan a disposición de posibles inversionistas. En el Artículo 95 se establece que las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cuatro años. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de una parte, antes del plazo indicado, cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los clientes o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor, que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas. El Artículo 96 señala que los costos de la Empresa de Transmisión, serán cubiertos bajo el supuesto de eficiencia económica en el desarrollo del plan de expansión y en la gestión de la empresa, lo que INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 3

4 significa que no se puede trasladar a los clientes los costos de una gestión ineficiente, además establece que se le debe permitir tener una tasa razonable de rentabilidad. Para que la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), cumpla con la presentación de un límite en el ingreso de su actividad de transmisión, tal como lo especifica el artículo 93 mencionado anteriormente, es necesario determinar el Ingreso Máximo Permitido que dicha empresa pueda percibir para cubrir los costos de inversión, administración, operación y mantenimiento de la red nacional de transmisión, así como los costos del Centro Nacional de Despacho (CND) y los costos relacionados con la función hidrológica y meteorológica. De acuerdo a la Ley No.6 y al Reglamento de Transmisión, se sigue el siguiente procedimiento: Se seleccionan empresas comparadoras con el fin de medir la eficiencia en la gestión de la empresa de transmisión tal como lo establece el artículo 96 de la Ley. Se definen los parámetros comparadores de eficiencia a utilizar a partir de los indicadores de las empresas comparadoras llamados comparadores. Se fija la tasa de rentabilidad para la actividad de transmisión vigente para el periodo tarifario en estudio. Se calculan los Ingresos Máximos Permitidos a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) para el servicio de transmisión y para el servicio de operación integrada. Para la actividad del Sistema Principal de Transmisión, se desarrolla el cálculo del Ingreso Máximo Permitido (IMP) de acuerdo a los criterios que se incluyen en la propuesta de modificación al Reglamento de Transmisión según fueron definidos en la Consulta Pública No sobre el Régimen Tarifario de Transmisión y los procedimientos tarifarios. Una de las principales modificaciones introducidas en la normativa sobre el IMP ha sido la separación entre el ingreso reconocido por los activos en operación al inicio del periodo tarifario (IMP Existente) y el ingreso por los activos que entran en operación dentro del periodo tarifario (IMP adicional). En particular, el IMP Existente fija una remuneración base para la actividad considerando estrictamente a los activos existentes al 31 de diciembre de 2016 y la Tercera Línea de Transmisión Veladero- Llano Sánchez- Panamá la cual entró en operación en el año Dentro de este último esquema luego y de manera posterior (ex post) se reconocerán en cada Año Tarifario siguiente las incorporaciones de los activos por las inversiones que se hayan puesto en operación por ETESA. PARTE I INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA EL SERVICIO DE TRANSMISIÓN CAPÍTULO I: ANÁLISIS Y PROPUESTA DE LA EMPRESA COMPARADORA PARA ETESA POR LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 4

5 Uno de los elementos que se utilizan para la determinación del Ingreso Máximo Permitido (IMP) para ETESA por es servicio de transmisión lo constituye la determinación de la empresa comparadora a utilizar. En la revisión tarifaria anterior la empresa comparadora fue la empresa TRANSELEC (Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica de Chile) para la actividad de transmisión de electricidad propiamente dicha, en consecuencia correspondió, hacer el análisis para determinar si para este periodo tarifario la empresa comparadora continuaba siendo las misma o si se ameritaba su reemplazo. 1. SELECCIÓN DE LA EMPRESA COMPARADORA A continuación se presentan los ratios (comparadores) obtenidos de las posibles empresas comparadoras consideradas: Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica (Transelec de Chile- actual comparadora) Interconexión Eléctrica S.A. (ISA de Colombia) Red de Energía del Perú S.A. (REP) Las variables utilizadas como comparadores en las revisiones tarifarias anteriores han sido: para la operación y mantenimiento OMT%M* (OyM/VNR) y para la administración ADMT%M* (ADM/VNR). Al respecto no existen elementos de juicio que lleven a modificarlos, por lo que se propone mantenerlos en la presente Revisión Tarifaria. Del análisis realizado se obtuvieron los siguientes ratios comparadores: Cuadro N 1: Resumen de Ratios Comparadores. Concepto Transelec ISA REP ADMT%M* (ADM/VNR) 0,79% 0.77% 1,23% OMT%M* (OyM/VNR) 1,83% 2.58% 2,35% AOYM/VNR 2,62% 3.35% 3,59% Al igual que en la Revisión Tarifaria anterior, Transelec muestra el mejor desempeño entre las empresas analizadas, no habiendo motivos para reemplazarla por otra empresa. En función de lo anterior, se propone considerar a Transelec como empresa comparadora y sus ratios como base para el cálculo del ingreso a reconocer para cubri el costo de operación y mantenimiento y la administración los comparadores a emplear para ETESA. Adicionalmente, se recomienda incrementar el valor del Comparador de OyM en un 8% para captar diferencias de las condiciones de salinidad a las que se ven expuestas las instalaciones de ETESA respecto a las de la empresa comparadora. En el ANEXO I se incluye un análisis de las empresas comparadoras estudiadas y el análisis de la Gestión de ETESA INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 5

6 2. PARÁMETROS COMPARADORES SELECCIONADOS En consecuencia, los comparadores propuestos se presentan en el siguiente cuadro. Cuadro N 2: Resumen de Ratios Comparadores. Comparador Transelec 2013 ETESA ADMT%M* (ADM/VNR) 0,79% 0.79% OMT%M* (OyM/VNR) 1,83% 1.97% AOYM/VNR 2,62% 2.76% 3. CONCLUSIONES La empresa comparadora para el Servicio de Transmisión en la República de Panamá es la Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica TRANSELEC de Chile. Los parámetos ajustados (incrementando el valor del comparador de OyM en un 8%) a utilizar son OMT% M (1.97%), AMDT% M (0.79 %) para un total de AOYM/VNR (2.76 %). CAPÍTULO II: ESTIMACIÓN DE LA TASA DE RENTABILIDAD La Ley No. 6 del año 1997 define el análisis que se debe conducir para la determinación de la tasa de rentabilidad para la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (en adelante, ETESA), por la cual se dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la prestación del Servicio Público de Electricidad. En lo que se refiere a las tarifas de transmisión, el Artículo 96 de dicha Ley expresa que los costos utilizados como base para el cálculo de tarifas deben permitir a la Empresa de Transmisión tener una tasa razonable de rentabilidad antes de aplicarse el impuesto sobre la renta sobre el activo fijo invertido a costo original. Para efectos de este cálculo, se define como razonable aquella tasa que no difiera en más de dos puntos de la suma de la tasa de interés anual de los bonos de treinta años del tesoro de los Estados Unidos de América, más una prima de siete puntos en concepto del riesgo del negocio de transmisión en el país. La tasa de interés mencionada se calculará como el promedio de las tasas efectivas durante los doce meses anteriores a la revisión de la fórmula tarifaria. En función de ello, los valores resultantes para establecer los rangos establecidos en la Ley N 6, se indican en el siguiente cuadro. Cuadro N 3: Límite Inferior y Superior de Referencia según Ley No. 6 de 1997 Tasa Libre de Riesgo Prima Riesgo Negocio Tasa de Referencia Variación Permitida 2,76% 7,00% 9,76% 7,76% 11,76% Fuente: Elaboración propia en base a US 30 Years Treasury Bonds/Ley N 6 de 1997 INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 6

7 Adicionalmente, con la finalidad de verificar cual es la tasa en el mercado para una actividad similar y para determinar cuál será la tasa a reconocer a ETESA se calculó la tasa promedio ponderada del costo de capital, utilizando el modelo ampliamente aceptado en la práctica regulatoria panameña e internacional conocido como Wheighted Average Cost of Capital (WACC). El WACC incluye la determinación del costo de capital propio (costo del equity) a partir de otro modelo ampliamente aceptado como es el Capital Asset Pricing Model (CAPM). Con esta metodología se realizó un análisis de sensibilidad considerando diversos criterios. El WACC se utiliza ya que considera el análisis del costo de financiamento y del capital propio. 1. TASA DE RENTABILIDAD: DETERMINACIÓN DE SUS COMPONENTES Y ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD La Ley N 6 de 1997 fija un rango dentro del cual puede variar la tasa de retorno sobre capital. Esta tasa no debe diferir más de doscientos puntos básicos (200 bp) de la suma de la tasa de interés anual de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América EE.UU. a 30 Años (en adelante, UST30Y) agregando una prima de setecientos puntos básicos (700 bp) en concepto de riesgo del negocio de transmisión en el país. Para la determinación de la tasa de los UST30Y se utilizó la serie temporal de retornos informados por el Banco Nacional de Panamá. De acuerdo al criterio sostenido en la Ley N 6 de 1997 respecto a la consideración de valores promedios para los rendimientos de los UST30Y durante los doce meses anteriores a la revisión de la formula tarifaria, se adoptó el promedio aritmético para el periodo Julio 2016 Junio 2017 de los UST30Y. En el cuadro siguiente se muestran los valores correspondientes al periodo. Cuadro N 4: Tasas de Retorno Mensuales de los Bonos de Tesoro de los EE.UU. a 30 Años (UST30Y) UST30 jul-16 2,22% ago-16 2,26% sep-16 2,35% oct-16 2,50% nov-16 2,87% dic-16 3,11% ene-17 3,02% feb-17 3,03% mar-17 3,08% abr-17 2,94% may-17 2,96% jun-17 2,80% Fuente: Datos Suministrados por el Banco Nacional de Panamá y en base a la publicación del Board of Governors Federal Reserve System INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 7

8 El promedio del UST30Y del período es de 2.76%. En base a estos datos la tasa de rentabilidad regulada según la Ley N 6 de 1997 queda enmarcada em un rango que tiene como limites 7.76% y 11.76% conforme se detalla en el cuadro siguiente. Cuadro N 5: Tasa de Rentabilidad Regulada por Artículo 96 Ley N 6 de 1997 Tasa Libre de Riesgo Prima Riesgo Negocio Tasa de Referencia 2,76% 7,00% 9,76% 7,76% Variación Permitida 11,76% Fuente: Elaboración propia en base a US 30 Years Treasury Bonds/Ley N 6 de 1997 Determinación de la Tasa de Rentabilidad A continuación, se presenta el análisis de sensibilidad practicado sobre la tasa de rentabilidad para la actividad de transmisión eléctrica considerando valores alternativos para el componente Prima de Riesgo de Mercado (MRP) del CAPM con impacto en el WACC. A esos efectos, se utilizaron diversos criterios y fuentes de información relevante y de referencia a nivel del mercado financiero que pueden existir para su determinación. Los valores detallados en el cuadro precedente han sido obtenidos de las estimaciones de retornos medios de mercado para los periodos de tiempo correspondientes promediando los resultados publicados por la consultora DUFF & PHELPS y por el Prof. Aswath Damodaran.12 Luego dichos valores asimismo han sido calculados de manera separada tomando de manera aislada ambas fuentes de información estadística. Los resultados que presentan el mayor valor de mercado son: Cuadro N 6: Sensibilidades Practicadas a MRP del CAPM y Estimaciones de las Tasas de Retorno del Capital Propio Riesgo de Mercado Damodaran Fuente: Elaboración propia en base a Banco de Panamá/Board of Governors Federal Reserve System/Prof. Aswath Damodaran/OFGEM Yearbook Stocks, Bonds, Bills and Inflation; US Capital Markets Performance by Asset Class ; Ibbotson, Roger G.; Duff & Phelps; Wiley & Sons 2 Disponible en Damodaran On Line ( INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 8

9 Cuadro N 7: Sensibilidades Practicadas a MRP del CAPM (Riesgo de Mercado Damodaran) y Tasas de Rentabilidad Escenario MRP 90 Años Escenario MRP 50 Años Escenario Base MRP 40 Años Escenario MRP 30 Años Escenario MRP 10 Años Costo de Capital Propio 9,34% 7,87% 8,09% 8,33% 7,28% Costo Deuda (antes de impuestos) 5,02% 5,02% 5,02% 5,02% 5,02% Estructura Deuda 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% Tasa Impuesto 30,00% 30,00% 30,00% 30,00% 30,00% WACC nominal 6,43% 5,69% 5,80% 5,92% 5,40% Tasa Inflación Largo Plazo 2,40% 2,40% 2,40% 2,40% 2,40% WACC Real despues de impuestos 3,84% 3,84% 3,84% 3,84% 3,84% WACC Real antes de impuestos 6,62% 5,60% 5,75% 5,92% 5,18% Fuente: Elaboración propia en base a Banco de Panamá/Board of Governors Federal Reserve System/Prof. Aswath Damodaran/OFGEM/Bloomberg LP/Raymond James 2. CONCLUSIONES Como puede apreciarse en los cuadros anteriores en base a las sensibilidades practicadas todos los escenarios obtienen como resultado un valor menor al límite inferior regulado por la Ley N 6 de 1997 como tasa de rentabilidad para la actividad de transporte eléctrico desarrollada por Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA). En este sentido y por todo lo expuesto la tasa de rentabilidad aplicable al nuevo período tarifario 1 de Julio de 2017 al 30 de Junio de 2021 queda determinada en 7,76%. En el ANEXO II se explican los cálculos realizados. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 9

10 CAPÍTULO III: CÁLCULO DEL INGRESO MÁXIMO PERMITIDO POR LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN De acuerdo al Régimen Tarifario regulado bajo la Ley N 6 de 1997 el Ingreso Máximo Permitido (IMP) por la actividad de Transmisión en el período tarifario se determinará de acuerdo a la siguiente fórmula: IPT = IPSP + IPC IPSP = IPSPE + IPSPA Donde: IPT, es el valor presente de los ingresos máximos permitidos de cada año (j) de la Empresa de Transmisión en el período tarifario. IPSP, es el valor presente de los ingresos máximos permitidos de cada año (j) para cubrir los costos del sistema principal de transmisión en el período tarifario. IPC, es el valor presente de los ingresos máximos permitidos para cada año (j), para cubrir los costos de conexión al sistema de transmisión en el período tarifario IPSPE, es valor presente de los Ingresos Máximos Permitidos de cada año (j), para cubrir los costos del sistema principal de transmisión existente al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior. IPSPA, es valor presente de los Ingresos Máximos Permitidos de cada año (j), para cubrir los costos de los activos del sistema principal de transmisión efectivamente incorporados durante el periodo tarifario. En oportunidad del estudio tarifario este valor se determinará, en forma preliminar como el IPSPApre, usando como metodología el cálculo del IMP para cubrir los costos de los activos reales que han entrado en operación a partir del 1 de Enero del último año tarifario del Período Tarifario Anterior, tomando como referencia los activos a incorporar según el Plan de Expansión aprobado. Sobre el IPSPApre no se calculará la Tarifa ya que es un valor indicativo. La metodología seguida para el cálculo de cada uno de los componentes del IMP es la indicada en el Régimen Tarifario vigente. En particular, como se observa en la definición y método de cálculo del IMP en la presente Revisión Tarifaria julio 2017 junio 2021 se plantean modificaciones al régimen tarifario relativas al reconocimiento de altas de activos (inversiones) realizadas por ETESA durante el período de tiempo referenciado que conllevan como resultado un cambio en el modo de cálculo del IMP. A partir de estas modificaciones se procura que la Tarifa de Transmisión esté asociada al reconocimiento de los costos por la gestión de operación, mantenimiento, administración y costo de capital por activos existentes del Sistema de Transmisión y por la actividad de Operación Integrada. Esta orientación permite al regulador adicionar en el cálculo del IMP, a lo largo del período tarifario julio junio 2018 el ingreso por los activos por las inversiones que se irán incorporando a la operación del sistema de transmisión. Los elementos que componen el cálculo del IMP para la actividad de transmisión, teniendo en cuenta lo establecido en la normativa vigente, son: 1. Tasa de Retorno a aplicar para la actividad de transmisión 2. Comparadores para determinar los costos de Administración, Operación y Mantenimiento 3. Base de capital bruta y neta 4. Depreciación de activos INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 10

11 5. Valor Nuevo de Reemplazo de los activos totales (valores base sobre los cuales se aplican los comparadores) 6. Equipamiento principal asignado a la generación y demanda 7. Equipamiento principal asignado totalmente a la demanda 8. Costos en concepto de Generación Obligada (CA) u otros costos adicionales del Mercado Mayorista de Electricidad relacionados a la aplicación del criterio de seguridad n Reconocimiento de los costos del estudio de planificación y por la gestión de compra de potencia y energía 10. Crédito por la Restricción del Sistema causado por el atraso de la Tercera Línea de Transmisión. Los componentes del cálculo del IMP que abarcan los puntos 1 y 2 ya han sido tratados en los Capítulos I y II anteriores, por lo tanto a continuación se abordan los siguientes puntos y finalmente la determinación del IMP para la actividad de transmisión desarrollada por ETESA. SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN 1. DETERMINACIÓN DE LA BASE DE CAPITAL Dentro de los elementos necesarios para el cálculo del Ingreso Permitido (IMP) para la actividad de transmisión desarrollada por ETESA, teniendo en cuenta lo establecido en la normativa vigente, se destacan en esta instancia del análisis los siguientes rubros: Base de capital bruta y neta Depreciación de activos Valor Nuevo de Reemplazo de los activos totales (valor al cual se aplican los comparadores) La Base de Capital para el nuevo Período Tarifario julio junio 2021 será la que resulte considerando los valores eficientes al 31 de diciembre de A continuación, se detalla el trabajo desarrollado para la determinación de la Base de Capital eficiente de ETESA para el nuevo Período Tarifario. De acuerdo al Reglamento de Transmisión aplicable a ETESA (SECCIÓN IX.3.4; Artículo 197) se define que el Equipamiento Principal Asignado Totalmente a la Demanda es aquel que se ha asignado exclusivamente a la demanda, y el Equipamiento Principal Asignado a Generación y Demanda comprende el resto de los activos que forman parte del Sistema Principal de Transmisión que están en servicio que se asignan a la generación y a la demanda de acuerdo a los siguientes porcentajes: %ASIGP(G) = 70% %ASIGP(D) = 30% Donde: %ASIGP(D), porcentaje del cargo del Equipamiento Principal Asignado a Generación Demanda que se asigna a la demanda. %ASIGP(G), porcentaje del cargo del Equipamiento Principal Asignado a Generación y Demanda que se asigna a la generación. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 11

12 1. EQUIPAMIENTO ASIGNADO A LA GENERACIÓN Y DEMANDA Base de Capital Inicial al 31 de diciembre de 2016 La Base de Capital inicial al 31 de diciembre de 2016 correspondiente al Sistema Principal de Transmisión resulta de la suma de los valores aceptados al inicio del periodo anterior más las inversiones, retiros y depreciaciones correspondientes al periodo adecuadamente ajustada por eficiencia. No fueron considerados los activos fijos calificados como No Productivos. El análisis realizado en la Revisión Tarifaria anterior, para evaluar las capitalizaciones de activos para el periodo , mantiene vigencia. En el cuadro siguiente se presentan el valor de los bienes e instalaciones del Sistema Principal y planta general, de acuerdo a la información contable (considera los ajustes realizados en periodos tarifarios anteriores): Cuadro N 8: Evolución de la Base de Capital Bruta y Neta Contable de ETESA del 31 de Diciembre 2012 al 31 de Diciembre de 2016 Base de Capital Bruta Sistema Principal Planta General Depreciaciones Sistema Principal Planta General Base de Capital Neta Sistema Principal Planta General Fuente: Elaboración propia en base a Estados Financieros ETESA (Valores expresados en Balboas) En los cuadros siguientes se detalla la evolución de la base bruta y neta para el periodo y el detalle, por año y cuenta, de las adiciones correspondientes al Sistema Principal de Transmisión y a la Planta General. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 12

13 Cuadro N 9: Evolución de la Base Bruta y Neta Base de Capital Base de Capital Base de Capital Adiciones Retiros Reclasificaciones Ajustes Depreciaciones Bruta Bruta Neta 31-dic dic dic dic-13 SISTEMA PRINCIPAL PLANTA GENERAL Base de Capital Base de Capital Base de Capital Adiciones Retiros Reclasificaciones Ajustes Depreciaciones Bruta Bruta Neta 31-dic dic dic dic-14 SISTEMA PRINCIPAL PLANTA GENERAL Base de Capital Base de Capital Base de Capital Adiciones Retiros Reclasificaciones Ajustes Depreciaciones Bruta Bruta Neta 31-dic dic dic dic-15 SISTEMA PRINCIPAL PLANTA GENERAL Base de Capital Base de Capital Base de Capital Adiciones Retiros Reclasificaciones Ajustes Depreciaciones Bruta Bruta Neta 31-dic dic dic dic-16 SISTEMA PRINCIPAL PLANTA GENERAL Fuente: Elaboración propia en base a información contable ETESA (Valores expresados en Balboas) Cuadro N 10: Capitalizaciones para el Sistema Principal de Transmisión SISTEMA PRINCIPAL TERRENOS EDIFICIOS Y MEJORAS CAMINOS Y SENDEROS SERVIDUMBRE EQUIPO ELÉCTRICO AUXILIAR EQUIPO ELÉCTRICO MISCELÁNEO EQUIPO DE SUBESTACIONES TORRES Y ACCESORIOS CONDUCTORES AÉREOS Y ACCESORIOS EQUIPO MECANICO EQUIPO DE COMUNICACIÓN TRANSFORMADORES DE LÍNEAS EQUIPO DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MOBILIARIO Y EQUIPO DE OFICINA HERRAMIENTAS ESPECIALIZADAS TOTAL CAPITALIZACIONES Fuente: Elaboración propia en base a información contable ETESA (Valores expresados en Balboas) INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 13

14 Cuadro N 11: Bienes e Instalaciones ETESA al 31 de Diciembre de 2016 SISTEMA PRINCIPAL LÍNEAS KV Líneas 230KV-Bayano-Pacora (230-1A) Líneas 230KV-Chorrera-Llano Sánchez (230-3B, 230-4B) Líneas 230KV-Llano Sánchez-Veladero (230-14, ) Líneas 230KV-Llano Sánchez-Veladero (230-5A, 230-6A) Líneas 230KV-Mata de Nance-Progreso (230-9) Líneas 230KV-Panamá II-Llano Sánchez (230-12, ) Líneas 230KV-Panamá II-Panamá (230-1C, 230-2B) Líneas 230KV-Panamá-Chorrera (230-3A, 230-4A) Líneas 230KV-Pacora-Panamá II (230-1B) L/T 230 KV-PROGRESO-FRONTERA (COSTA RICA) (230-10) L/T 230 KV-SANTA RITA-PANAMA II Líneas 230KV-Veladero-Guasquitas (230-16, ) L/T 230 KV-GUASQUITAS-FORTUNA L/T 230 KV-FORTUNA-CHANGUINOLA (230-20) L/T 230 KV-CHANGUINOLA-FRONTERA (230-21) Líneas 230KV-Mata de Nance-Fortuna (230-7, 230-8) L/T 230 KV-VELADERO-MATA DE NANCE-5B L/T 230 KV-NAVE 1 LA ESPERANZA L/T 230 KV-CAÑAZA - PTP KV Líneas 115Kv-CPSA-BLM2 (115-4B) Líneas 115Kv-BLM1-Santa Rita (115-1B, 115-2B) Líneas 115KV-Panamá CPSA (115-4A) Líneas 115Kv-Mata de Nance-Caldera (115-15, ) Líneas 115Kv-Panamá-Cáceres (115-12) Líneas 115Kv-Panamá-Cáceres (115-37) Subterránea Líneas 115Kv-Santa Rita-Cáceres (115-1A, 115-2A) SUBESTACIONES KV PATIO 230 KV-CHANGUINOLA PATIO 230 KV-CHORRERA PATIO 230 KV-GUASQUITAS PATIO 230 KV-LLANO SANCHEZ PATIO 230 KV-MATA DE NANCE PATIO 230 KV-PANAMA PATIO 230 KV-PANAMA II PATIO 230 KV-PROGRESO PATIO 230 KV-VELADERO PATIO 230 KV-NAVE 3 FORTUNA PATIO 230 KV-NAVE 1 LA ESPERANZA PATIO 230 KV-CAÑAZA - PTP PATIO 230/34.5 KV - EL HIGO KV PATIO 115 KV-CACERES PATIO 115 KV-CALDERA PATIO 115 KV-MATA DE NANCE PATIO 115 KV-PANAMA PATIO 115 KV-PANAMA II PATIO 115 KV-SANTA RITA PLANTA GENERAL EDIFICIOS Y MEJORAS EQUIPO DE COMUNICACION EQUIPO DE INFORMATICA EQUIPO DE LABORATORIO EQUIPO DE TRANSPORTE EQUIPO ELECTRICO MISCELANEO EQUIPO MECANICO EQUIPO Y MOBILIARIO DE OFICINA HERRAMIENTAS ESPECIALIZADAS TERRENOS Fuente: Elaboración Propia en base a ETESA (Valores expresados en Balboas) Para la Base de Capital utilizada a reconocer rentabilidad y depreciación se le restan los activos que han sido recibidos en donación por la suma de B/. B/. 2,430,208, quedando una base de activos de B/. 395,482,2016. Esta información se presenta solo para referencia de la información presentada ya que la misma fue ajustada por eficiencia en periodos tarifarios anteriores. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 14

15 Durante el periodo las capitalizaciones se analizaron en base a criterios de eficiencia del Régimen Tarifario. Las capitalizaciones reportadas por ETESA en el periodo se realizaron principalmente por los siguientes proyectos: Repotenciación de la Línea de 230 KV Panamá Panamá II Adición de 50 MVAR al banco de capacitores de la subestación Panamá 115 KV Adición Transformador T3 Chorrera Adición T3 Llano Sánchez Banco de Capacitores de 120 MVAR en Subestación Panamá II 230 KV Las activaciones antes detalladas totalizan unos B/. 16,338,930. El Artículo 184 del Reglamento de Transmisión establece que los costos que se pueden activar para cada activo del Sistema de Transmisión son los costos obtenidos a través de un proceso de libre concurrencia que se consideran eficientes (fundamentalmente los costos bases de equipamiento), y los costos regulados como eficientes por la ASEP para aquellas actividades realizadas por ETESA, como son Diseño, Ingeniería, Administración e Inspección. A dichos efectos, se consideran eficientes los siguientes costos: Diseño - 3 % del costo base del equipamiento Ingeniería - 4 % del costo base del equipamiento Administración - 4 % del costo base del equipamiento Inspección - 5 % del costo base del equipamiento A efectos de verificar el cumplimiento de los porcentajes antes mencionados, se solicitó a ETESA información detallada de las principales obras 3 realizadas en el periodo Mediante el análisis de la información presentada se verificó que los costos indirectos no superaron los parámetros regulatorios, por lo que no se realizaron ajustes en tales conceptos. En el cuadro siguiente se expone el detalle de las inversiones relevadas. Cuadro N 12: Detalle de las principales activaciones informadas para el período Número Nombre Capitalizado Monto Activado C-4-L REPOTENCIACIÓN DE LA L/T 230 PANAMA-PANAMA II jul C-8-S/E ADICIÓN DE 50 MVAR AL BANCO DE CAPACITORES DE LA SUBESTACIÓN PANAMÁ 115 KV jun C-4-S/E ADICION TRANSFORMADOR T3 CHORRERA nov-13 / dic C-4-S/E ADIC. T3 LLANO SANCHEZ nov-13 / dic C-8-S/E BANCO DE CAPACITORES DE 120 MVAR EN SUBESTACIÓN PANAMÁ II 230 KV jun Fuente: Elaboración propia en base a información contable ETESA (Valores expresados en Balboas) Adicionalmente, se revisaron los costos de indemnización por servidumbres y los costos por mitigación de impacto ambiental. Al respecto no se observan activaciones relacionadas con servidumbres ni gastos de mitigación por impacto ambiental. La fuente de información para este análisis son los balances de los Estados Financieros presentados por la empresa 4 y la hoja de cálculo que contiene un desglose de costos para las principales obras del periodo y el detalle de las inversiones Definidas por la regulación en obras mayores a B/ El Balance Financiero utilizado para el año 2016 es preliminar INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 15

16 En el cuadro siguiente se detallan las adiciones correspondientes al Sistema Principal de Transmisión y a la Planta General. Cuadro N 13: Capitalizaciones para el Sistema Principal de Transmisión SISTEMA PRINCIPAL TERRENOS EDIFICIOS Y MEJORAS CAMINOS Y SENDEROS SERVIDUMBRE EQUIPO ELÉCTRICO AUXILIAR EQUIPO ELÉCTRICO MISCELÁNEO EQUIPO DE SUBESTACIONES TORRES Y ACCESORIOS CONDUCTORES AÉREOS Y ACCESORIOS EQUIPO MECANICO EQUIPO DE COMUNICACIÓN TRANSFORMADORES DE LÍNEAS EQUIPO DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MOBILIARIO Y EQUIPO DE OFICINA HERRAMIENTAS ESPECIALIZADAS TOTAL CAPITALIZACIONES Fuente: Elaboración propia en base a información contable ETESA (Valores expresados en Balboas) Por su parte en el cuadro siguiente se presentan el valor total y detalle de las diferentes cuentas que integran la base bruta y neta del Sistema Principal de Transmisión al 31 de Diciembre de Cuadro N 14: Base de Capital Bruta y Neta del Sistema Principal de Transmisión Asignando a Generación y Demanda al 31 de Diciembre 2016 Base de Capital Bruta Base de Capital Neta 31-dic dic-16 SISTEMA PRINCIPAL TERRENOS 4,457,612 4,457, EDIFICIOS Y MEJORAS 15,954,395 7,145, CAMINOS Y SENDEROS 758, , SERVIDUMBRE 17,524,439 11,420, EQUIPO ELÉCTRICO AUXILIAR 6,947,636 3,422, EQUIPO ELÉCTRICO MISCELÁNEO 69,052 5, EQUIPO DE SUBESTACIONES 77,170,219 46,742, TORRES Y ACCESORIOS 92,654,657 47,997, CONDUCTORES AÉREOS Y ACCESORIOS 92,221,758 47,825, EQUIPO MECANICO 31,826 6, EQUIPO DE COMUNICACIÓN 3,267,408 2,425, TRANSFORMADORES DE LÍNEAS 39,052,602 20,039, EQUIPO DE PROTECCIÓN, CONTROL Y 17,475,334 3,124, MOBILIARIO Y EQUIPO DE OFICINA 89,013 3, HERRAMIENTAS ESPECIALIZADAS Total 367,674, ,204,624 Fuente: Elaboración propia en base a información contable ETESA (Valores expresados en Balboas) INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 16

17 Complementariamente, se muestran las diferentes cuentas de la Planta General al 31 de Diciembre de Cuadro N 15: Base de Capital Bruta y Neta de la Planta General al 31 de Diciembre 2016 Base de Capital Bruta al 31 de Diciembre 2016 Base de Capital Neta al 31 de Diciembre 2016 TERRENOS EDIFICIOS Y MEJORAS EQUIPO ELÉCTRICO MISCELÁNEO EQUIPO DE LABORATORIO EQUIPO MECANICO EQUIPO DE COMUNICACIÓN EQUIPO DE INFORMATICA EQUIPO Y MOBILIARIO DE OFICINA EQUIPO DE TRANSPORTE HERRAMIENTAS ESPECIALIZADAS TOTAL Fuente: Elaboración propia en base a información contable ETESA (Valores expresados en Balboas) Ajuste de la Base de Capital por Actividades No Reguladas Los ingresos de ETESA derivados de actividades no reguladas que tienen un carácter recurrente según los estados financieros y regulados del período representan magnitudes poco relevantes respecto a los ingresos (no superan el 1,2%), por lo que se ha desestimado el ajuste de la base de capital por actividades no reguladas establecido en el Artículo 185 del Reglamento de Transmisión Activos que se incorporan a la Base de Capital en el Período Los activos que se incorporarán a la base de capital del Sistema Principal de Transmisión asignando tanto a la generación y demanda, como el asignado totalmente a la demanda que corresponden a las inversiones programadas en el Plan de Expansión aprobado, no se han tomado en cuenta en esta propuesta de cálculo del Ingreso Máximo Permitido. Dichos activos sólo se presentan en el modelo de cálculo de forma indicativa y con un cálculo preliminar. Posteriormente, al inicio de cada año tarifario (2, 3 y 4) del periodo tarifario, se determinarán los valores de los Ingresos Máximos Permitidos (IMP) adicionales con base en las inversiones efectivamente realizadas por ETESA de acuerdo a las modificaciones propuestas al Reglamento de Transmisión mediante la Consulta Pública No Activos brutos eficientes para el cálculo de gastos de administración y explotación De acuerdo a la normativa, los activos eficientes al comienzo del período tarifario se calculan como el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de los activos del Sistema Principal de Transmisión. ETESA presentó a la ASEP valores de VNR para sus instalaciones a diciembre de Del análisis de costos realizado se observa un incremento del VNR respecto del valor aceptado para el Período Tarifario anterior No obstante dicho aumento se encuentra en línea con la variación de INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 17

18 precios general de la economía de la República de Panamá del orden del 3,5% anual para el período de referencia Los VNR presentados por ETESA para el año 2016 registra un incremento de aproximadamente el 6% en el caso de líneas respecto al determinado en el período tarifario anterior. Por el contrario, en el caso de subestaciones e observa un importante incremento en el VNR de manera comparativa con el VNR determinado en el Período Tarifario , como puede apreciarse en el cuadro siguiente. Cuadro N 16: VNR Subestaciones al 31 Diciembre 2012 y 31 de Diciembre SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN % ESTRATEGICAS % CONEXIÓN % TOTAL % Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) En función de lo anterior la determinación del VNR al 31 de Diciembre de 2016 se realizó considerando para el caso de las líneas de transmisión: a. VNR aceptado al inicio del periodo tarifario anterior b. Incorporaciones realizadas en el periodo c. Variaciones de costos considerando valores de referencia actualizados por índices de precios generales de la economía panameña como comparaciones con valores con la base de costos de instalaciones propia del consultor. En base a estos criterios se determinó el VNR de los distintos componentes de líneas de transmisión, valores que se muestran en los cuadros siguientes para el Sistema Principal de Transmisión. Cuadro N 17: VNR Líneas Sistema Principal de Transmisión al 31 Diciembre 2012 y 31 de Diciembre 2016 (Valores de VNR expresados en Balboas) Año Longitud VNR Aceptado Revisión 2013 ETESA vs 2013 % 230-1A/B,2A BAYANO - PACORA - PANAMA II , A BAY - 24 DICIEMBRE , ,8% 230-2B 24 DICIEMBRE - PANAMA II , C,2B PANAMA II - PANAMA , ,0% 230-3A,4A PANAMA - CHORRERA , ,2% 230-3B,4B CHORRERA - LL.SANCHEZ , ,6% LINEAS DE 230 kv 230-5A,6A LL.SANCHEZ - VELADERO , ,5% DOBLE CIRCUITO 230-5B,6B VELADERO - MATA NANCE , ,7% 230-7,8 MATA NANCE - FORTUNA , ,7% ,13 LL.SANCHEZ - PANAMA II , ,6% ,15 VELADERO - LL. SANCHEZ , ,6% ,17 GUASQUITAS - VELADERO , ,6% , 29 GUASQUITAS - FORTUNA (*) , ,5% A FORTUNA - LA ESPERANZA , B LA ESPERANZA - CHANGUINOLA , GUASQUITAS - CAÑAZAS , ,3% CAÑAZAS - CHANGUINOLA ,65 TOTAL 1.222, ,3% INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 18

19 VNR Año Longitud Aceptado 2017 vs 2013 ETESA 2017 Revisión 2013 % 230-9A MATA NANCE - BOQUERON III , ,6% LINEAS DE 230 kv 230-9B BOQUERON III - PROGRESO , ,6% CIRCUITO SENCILLO PROGRESO - FRONTERA , ,6% CHANGUINOLA - FRONTERA , ,6% 230- XX DESVIACIÓN FORTUNA 78, ,6% VNR Año Longitud Aceptado 2017 vs 2013 ETESA 2017 Revisión 2013 % 115-1A,2A CACERES - STA. RITA , ,5% LINEAS DE 115 kv 115-1B,2B STA. RITA - BLM , ,6% DOBLE CIRCUITO ,16 MATA NANCE - CALDERA , ,1% 115-3A,3B,4A,4B BAHIA LAS MINAS - PANAMA , ,6% 189, ,3% VNR Año Longitud Aceptado 2017 vs 2013 ETESA 2017 Revisión 2013 % PANAMA - CACERES , ,7% PANAMA - CACERES SUBT , ,4% LINEAS DE 115 kv CALDERA - LA ESTRELLA , ,5% CIRCUITO SENCILLO CALDERA - LOS VALLES , ,0% CALDERA - PAJA DE SOMBRERO , ,5% PROGRESO - CHARCO AZUL , ,0% 39, ,3% Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) En general la variación del VNR se encuentra en línea con la indexación general de la economía, expresada en el índice de precios al consumidor (IPC). No obstante, se destaca del análisis y correcciones realizadas al VNR presentado por ETESA los siguientes puntos para los casos que registran un incremento mayor: El incremento del VNR en el caso de las Líneas 230 KV Doble Circuito se explica por la adición del tramo Bayano - Panamá II y la adición de los nuevos circuitos Guasquitas Cañazas y Cañazas Changuinola respecto del año 2013 En el caso del Doble Circuito de 115 KV se adiciona el tramo Bahía Las Minas Panamá respecto del año 2013 con una longitud de 111,4 Km En el caso del Circuito Sencillo de 115 KV se adicionan los tramos Caldera La Estrella, Caldera Los Valles, Caldera Paja de Sombrero y Progreso Charco Azul por un total de 38,3 Km respecto del año 2013 Se corrigió a partir de observaciones realizadas a ETESA y en base al unifilar la longitud de los circuitos 230 5A, 6A, 14 y 15 (Llano Sánchez Veladero y Veladero Llano Sánchez), a los cuales les corresponde una longitud de 110,21 Km cada uno. La determinación del VNR al 31 de Diciembre de 2016 correspondiente a los activos de Subestaciones, se realizó considerando: a. VNR aceptado al inicio del periodo tarifario anterior b. Incorporaciones realizadas en el periodo INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 19

20 c. Variaciones de costos considerando valores de referencia actualizados por índices de precios generales de la economía panameña como comparaciones con valores con la base de costos de instalaciones propia del consultor d. Finalmente, de acuerdo al Artículo 187 del Reglamento de Transmisión, los activos de proyectos estratégicos se consideran únicamente para remunerar costos de administración y de operación y mantenimiento (ADMTSPi y OMTSPi) con lo cual debe incluirse en el VNR del Sistema Principal de Transmisión. Se realizaron dos consultas a la empresa de transmisión respecto de la evolución del VNR de Subestaciones observándose un importante incremento en el mismo como resultado de la variación en el número de transformadores de medida en estas instalaciones. El número de estos equipos se incrementa de manera significativa entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2016, pero más destacable es el precio al cual se incorporan al VNR de Subestaciones. De la consulta a la base de precios del consultor se determina que estos se encuentran cotizados en promedio un 157% por sobre el valor de referencia de mercado. Se procedió en este caso a ajustar el VNR de subestaciones por este ítem. En los cuadros siguientes se exponen los valores determinados para ETESA para el sistema principal. Cuadro N 18: VNR Subestaciones Sistema Principal de Transmisión al 31 Diciembre 2016 según Solicitud ETESA y VNR Subestaciones Ajustado SUBESTACION VNR 230 KV VNR 115 KV VNR SPT PRESENTACIÓN ETESA VNR SPT TOTAL AJUSTADO Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) AJUSTE PANAMA II % PANAMA % CHORRERA % EL HIGO % LLANO SANCHEZ % VELADERO % GUASQUITAS % MATA DE NANCE % PROGRESO % FORTUNA NAVE % LA ESPERANZA NAVE % CAÑAZAS % CHANGUINOLA % CACERES % SANTA RITA % CALDERA % TOTAL % INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 20

21 Cuadro N 19: VNR Subestaciones Estratégicas al 31 Diciembre 2016 según Solicitud ETESA y VNR Estratégicas Ajustado SUBESTACION VNR CONEXIÓN 230 VNR CONEXIÓN 115 VNR CONEXIÓN VNR CONEXIÓN PRESENTACIÓN ETESA AJUSTADO AJUSTE CALDERA % BOQUERON III % SAN BARTOLO % TOTAL % Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) 2. EQUIPAMIENTO ASIGNADO TOTALMENTE A LA DEMANDA El proyecto de la Tercera Línea de Transmisión (Veladero Llano Sánchez Chorrera - Panamá II) se considera como parte de los activos existentes en el cálculo del Ingreso Máximo Permitido debido a que dicho proyecto se encuentra en operación al momento del presente estudio tarifario. Los costos relacionados con este proyecto que se consideran son los siguientes: Cuadro N 20: Costos del Proyecto Tercera Línea de Transmisión (Veladero Llano Sánchez Chorrera - Panamá II) Contrato Costo ITBM Total Administración de la obra y EIA Avalúos, Negociación y Movilización Servidumbre Línea de Transmisión Ampliación S/E Veladero Ampliación S/E Llano Sánchez Ampliación S/E Chorrera Ampliación S/E Panamá Sub Total Intereses durante Construcción Servidumbre Etesa Ajuste por Eficiencia Servidumbre total Costos Indirectos Total Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) El costo de este proyecto se ha revisado desde el punto de vista de la eficiencia en los costos indirectos y los costos de servidumbre negociados y pagados para el proyecto. En los cuadros siguientes se muestran los resultados de la revisión realizada a estos dos conceptos: Los costos indirectos regulados como eficientes para las actividades de diseño (3%), ingeniería (4%), administración (4%) e inspección (5%) resultan distribuidos por tramo de la siguiente manera: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 21

22 Cuadro N 21: Costos Indirectos del Proyecto Tercera Línea de Transmisión (Veladero Llano Sánchez Chorrera - Panamá II) Costo Directo TRAMO Km Total Costo Costo Indirecto Torres de Apliación S/E Apliación S/E Llano Apliación S/E Total Costo Directo con 16% Transmisión Veladero Sánchez Panamá II Directo ITBMS TRAMO TRAMO TRAMO TOTAL Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) En cuanto al pago por concepto de servidumbres se realizó un análisis de eficiencia de los precios negociados/ pagados para los 841 predios informados por ETESA, con el fin de determinar el monto a reconocer. El criterio utilizado para el análisis corresponde a lo siguiente: El proyecto se dividió en los tramos descritos como 1, 2 y 3, de acuerdo a información suministrada por ETESA. Se organizaron los predios de acuerdo a la continuidad del tramo desde Veladero hasta la Llano Sánchez para el tramo 1, luego de allí hasta La Chorrera para el tramo 2 y finalmente La Chorrera hasta Panamá para el tramo 3. Se dividieron los tramos en subtramos o subgrupos de predios, atendiendo la continuidad del tramo y las variaciones en los precios. Para cada subtramo se calculó el precio que representa al subgrupo. Este valor se obtuvo como el precio que incluye al menos al 70% de los predios dentro del subtramo. Se reconocen los precios de servidumbre pagados o negociados por predio, calculados para cada predio en B/. /metro 2, hasta el precio tope establecido para el subtramo al que pertenece. No se ajustaron los montos pactados mediante informe de perito dirimente de la ASEP. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 22

23 Utilizando la metodología descrita se realiza un ajuste al costo de la servidumbre informada para este proyecto por un monto de B/ millones, de acuerdo a los siguientes cuadros: Cuadro N 22: Costos por servidumbres Tercera Línea de Transmisión (Veladero Llano Sánchez Chorrera - Panamá II) Tramo 1: Veladero Llano Sánchez Tramo 1 Precio tope - Considera al menos al 70% de los predios Ajustes realizados Subtramos Cantidad de predios Montos negociados en Precio B/./m 2 Cantidad de predios Con precios entre B/. / m 2 Monto AjustadO ,391, , ,547, , ,095, , , , , , , , Total Tramo ,726, ,274, Cuadro N 23: Costos por servidumbres Tercera Línea de Transmisión (Veladero Llano Sánchez Chorrera - Panamá II) Tramo 2: Llano Sánchez Chorrera Tramo 2 Precio tope - Considera al menos al 70% de los predios Ajustes realizados Subtramos Cantidad de predios Montos negociados en Precio B/./m 2 Cantidad de predios Con precios entre B/. / m 2 Monto Ajustado , , ,094, , ,072, , ,320, , ,607, , ,777, , ,326, , , , ,616, , ,331, , ,676, , ,485, , ,044, ,437 INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 23

24 Tramo 2 Precio tope - Considera al menos al 70% de los predios Ajustes realizados ,374, , ,670, , ,625, , ,829, ,820 Total Tramo ,723, ,740,708 Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) Cuadro N 24: Costos por servidumbres Tercera Línea de Transmisión (Veladero Llano Sánchez Chorrera - Panamá II) Tramo 3: Chorrera Panamá Tramo 3 Precio tope - Considera al menos al 70% de los predios Ajustes realizados Subtramos Cantidad de predios Montos negociados en B/. Precio B/./m 2 Cantidad de predios Con precios entre B/. / m 2 Monto Ajustado en B/ ,714, ,159, ,969, ,063, Total Tramo ,683, ,222, Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) Cuadro N 25: Costo de la servidumbre ajustado Tercera Línea de Transmisión (Veladero Llano Sánchez Chorrera - Panamá II) Monto Negociado Montos a Cantidad de Descripción de la ubicación reportado por considerar en predios ETESA en B/. B/. 332 Tramo 1 Veladero - Llano Sánchez 7,726,283 6,451, Tramo 2 Llano Sánchez - Chorrera 45,723,844 38,983, Tramo 3 Chorrera - Panamá 6,683,319 4,460, Totales 60,133,447 49,895,107 Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) 2. COSTOS POR GENERACIÓN OBLIGADA (CA) El cálculo del Ingreso Máximo Permitido para el Sistema Principal de Transmisión contempla los costos adicionales en concepto de generación obligada, identificado con un término CA para ser INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 24

25 asignados a la Generación y Demanda (CAGyDi) y la Demanda (CADi). El mismo es un reconocimiento de costos por generación obligada u otros costos relacionados a la aplicación del criterio n-1 con desconexión automática de generación y demanda en el diseño del sistema de transmisión adoptado en el Reglamento de Transmisión. ETESA, no reportó durante el periodo tarifario anterior julio junio 2017 montos importantes bajo este concepto por lo que no se han considerado incluirlo en el presente estudio. 3. CRÉDITO POR LA GENERACIÓN OBLIGADA PAGADA POR LA RESTRICCIÓN DEL SISTEMA - TERCERA LÍNEA Se considera un reconocimiento de una porción de los costos por generación obligada y por la generación desplazada que ha tenido que afrontar la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A en el periodo de 2015 a 2019 a consecuencia de la demora en la entrada en operación servicio de la Tercera Línea de Transmisión. A fin de mitigar la afectación financiera a ETESA se propone dar un crédito por B/. 48 millones asignados a la Demanda, el cual deberá devolver en los 2 periodos tarifarios siguientes. Este monto se adicionó al IMP existente mediante un valor medio semestral de B/. 8 Millones por el lapso de seis semestres entre el 1 Semestre de 2018 y el 2 Semestre de RECONOCIMIENTO DE COSTOS DEL PLAN DE EXPANSIÓN Y COMPRA POTENCIA Y ENERGÍA El Reglamento de Transmisión prevé que ETESA debe contratar, con una empresa de reconocido prestigio en la materia, cada cuatro años un estudio completo de planificación de mediano y largo plazo del sistema de transmisión. El mismo reglamento prevé que los costos de estos estudios serán reconocidos en el cálculo del Ingreso Máximo Permitido y asignados por partes iguales, en los años calendarios 2, 3 y 4 del periodo tarifario, de tal manera que el total sea luego trasladado a los Ingresos Permitidos por año tarifario. En función de ello, en esta oportunidad, se ha previsto un monto de B/. 300, a ser erogados en los años 2018, 2019 y 2020 para este periodo tarifario. También, de acuerdo con lo establecido en el Texto Único de la Ley 6 y sus modificaciones, ETESA es la responsable de preparar, en calidad de gestor, los pliegos de cargos y efectuar la convocatoria de las licitaciones para la compra de energía y/o potencia, la evaluación y la adjudicación de los contratos. En función de ello ETESA ha indicado, según Nota ETE-DGC-GTA de fecha 28 de septiembre de 2017, que los costos en que ha incurrido para llevar a cabo los antes referidos procesos licitatorios para el periodo de julio 2013 a junio 2016 ascienden a la suma de B/. 152, Durante este periodo se han llevado a cabo 11 procesos licitatorios con un costo promedio estimado de B/. 13, En función de la situación actual, se ha estimado que se llevarán a cabo unos 2 procesos durante cada año del periodo con un costo estimado por proceso de B/. 15, Siendo así, los costos INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 25

26 a incorporar son de B/. 30, para cada año calendario del periodo tarifario actual. En el año 2017 y 2021 se incluyen B/. 15, por considerarse un semestre para cada año. 5. FACTOR DE ACTUALIZACIÓN DEL IMP Una vez determinada la tasa de rentabilidad aplicable a la actividad de transmisión eléctrica, la cual fue fijada en el estudio correspondiente a una tasa del 7,76%, corresponde determinar para el cálculo de la rentabilidad sobre activos existentes los factores de actualización para para año tarifario según se encuentra definido en el Reglamente de Transmisión. En el cuadro siguiente se exponen los factores obtenidos. Cuadro N 26: Factor de Actualización para Cálculo del IMP en Base a Tasa de Rentabilidad Determinada para Transmisión FACTOR DE ACTUALIZACIÓN jul17-jun18 jul18-jun19 jul19-jun20 jul20-jun21 0,9633 0,8940 0,8296 0,7698 Fuente: Elaboración propia en base a la Determinación de la Tasa de Rentabilidad 6. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA CUBRIR LOS COSTOS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN PARA LOS ACTIVOS EXISTENTES El cálculo del Ingreso Máximo Permitido, para el año calendario (i), asociado a los activos existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior (IPSPEi) se realizará de acuerdo con las siguientes fórmulas: Donde: IPSPEi = IPSPEGyDi + IPSPEDi IPSPEGyDi = ADMSPEGyD + OMSPEGyD + ACTBSPEGyDi * DEP% + ACTBNEEGyDi *DEP% + (ACTNSPEGyDi + ACTNNEEGyDi) *RRT + CAGyDi + CEyCGCGyDi IPSPEDi = ADMSPED + OMSPED + ACTBSPEDi * DEP% + ACTBNEEDi *DEP% + (ACTNSPEDi + ACTNNEEDi) *RRT + CADi + CEyCGCDi IPSPEi: es el valor del Ingreso Permitido para cubrir los costos del Sistema Principal de transmisión en el año calendario (i), considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior. Si bien los activos son los mismos para cada año (i) el IPSPEi resultante será distinto. Se calculará una sola vez al momento de determinar las tarifas para el periodo tarifario. IPSPEGyDi: es el valor del Ingreso Permitido para cubrir los costos del Sistema Principal de transmisión en el año calendario (i), considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 26

27 último año tarifario del periodo tarifario anterior asignados a la Generación y a la Demanda. Se calculará una sola vez al momento de determinar las tarifas para el periodo tarifario. IPSPEDi: es el valor del Ingreso Permitido para cubrir los costos del Sistema Principal de transmisión en el año calendario (i), considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior asignados totalmente a la Demanda. Se calculará una sola vez al momento de determinar las tarifas para el periodo tarifario. En atención a que en la revisión tarifaria correspondiente al periodo tarifario de julio 2017 a junio 2021 se ha atrasado, y se conoce la terminación y entrada en operación de la Tercera Línea, ésta se considerará en el cálculo del IPSPEDi como existente, asignada a la Demanda. ADMSPEGyD: es el valor del Ingreso Permitido para cubrir los costos de Administración, del Sistema Principal de transmisión y activos No Eléctricos asociados, de un año calendario, considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior y que son asignados a la Generación y a la Demanda. Se calculará una sola vez al momento de determinar las tarifas para el periodo tarifario y resultará el mismo valor para cada año calendario. Se obtiene de: ADMSPEGyD = (ACTSPEGyDef + ACTNEEGyDef) * ADMT%M* OMSPEGyD: es el valor del Ingreso Permitido para cubrir los costos de Operación y Mantenimiento del sistema principal de transmisión y activos No Eléctricos asociados, de un año calendario, considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior y que son asignados a la Generación y a la Demanda. Se calculará una sola vez al momento de determinar las tarifas para el periodo tarifario y resultará el mismo valor para cada año calendario. Se obtiene de: OMSPEGyD = (ACTSPEGyDef+ ACTNEEGyDef) * OMT%M* ACTSPEGyDef: es el valor nuevo de reemplazo de los activos fijos eficientes del sistema principal de transmisión, existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior, y que son asignados a la Generación y a la Demanda. ACTNEEGyDef: es el valor nuevo de reemplazo de los activos No Eléctricos eficientes, existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior, y que son asignados a la Generación y a la Demanda. Se calcula, para cada año calendario como: ACTNEEGyDef = %NE * ACTSPEGyDef El porcentaje %NE, con un valor tope del 10%, se obtendrá de la relación entre el valor bruto de los Activos No Eléctricos con respecto al valor bruto de los Activos Eléctricos según los registros contables del último ejercicio económico aprobado de la Empresa de Transmisión. ACTBSPEGyDi: es el valor bruto contable de los activos fijos del sistema principal de transmisión a costo original, calculado como la suma de los valores brutos ACTBSPEGyDi(l) de cada componente (l) del sistema principal de transmisión considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 27

28 del último año tarifario del periodo tarifario anterior, que son asignados a la Generación y a la Demanda, y que no se encuentren totalmente depreciados al comienzo del año calendario (i). ACTBNEEGyDi: es el valor bruto contable de los activos No Eléctricos a costo original, calculado como la suma de los valores ACTBNEEGyDi(l) correspondientes a cada componente (l) de los activos No Eléctricos, considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior, que son asignados a la Generación y a la Demanda, y que no se encuentren totalmente depreciados al comienzo del año (i). El porcentaje (%NE) obtenido de la relación entre el valor bruto de los Activos No Eléctricos con respecto al valor bruto de los Activos Eléctricos según los registros contables, considerando para ambos solo los activos existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior, no deberá superar un valor tope del 10%. En caso de superarlo se ajustará el valor del ACTBNEEGyDi tal que el porcentaje resultante sea el 10%. ACTNSPEGyDi es el valor neto contable para el año calendario (i) de los activos fijos del sistema principal de transmisión a costo original, calculado como la suma de los valores ACTNSPEGyDi(l) correspondientes a cada componente (l) del sistema principal de transmisión considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior y que son asignados a la Generación y a la Demanda. ACTNNEEGyDi: es el valor neto contable para el año calendario (i) de los activos No Eléctricos a costo original, calculado como la suma de los valores ACTNNEEGyDi(l) correspondientes a cada componente (l) de los activos No Eléctricos considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior y que son asignados a la Generación y a la Demanda. En caso que se haya ajustado el valor del ACTBNEEGyDi por exceder el porcentaje del 10%, el mismo porcentaje de ajuste se aplicará a ACTNNEEGyDi. DEP%: Es la tasa lineal de depreciación en la vida útil del activo. Su valor dependerá del tipo de activo (sistema principal o No Eléctricos) pudiendo variar incluso dentro de ellos. RRT: Es la tasa de rentabilidad regulada de la Empresa de Transmisión según lo establece el Artículo 96 del Texto Único de la Ley 6. CAGyDi y CADi: Son los costos de generación obligada u otros costos adicionales del Mercado Mayorista de Electricidad relacionados a la aplicación del criterio de seguridad n-1 adoptado en este Reglamento, correspondientes al año calendario i, requeridos cuando el equipamiento de transmisión eficiente está indisponible y cumple con los niveles de confiabilidad establecidos. Estos costos deben cubrir la generación obligada esperada requerida en el Sistema Principal de Transmisión en los despachos programados para el periodo tarifario en la condición de sistema de transmisión completo y en la condición de sistema de transmisión con elementos indisponibles, considerando la probabilidad correspondiente. Para su determinación se deberá considerar tanto los activos existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior y que son asignados tanto a la Generación y a la Demanda como totalmente a la Demanda, y los activos que se prevé ingresarán en INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 28

29 cada año calendario según el Plan de Expansión de la Transmisión elaborado por la Empresa de Transmisión y aprobado por la ASEP. La Empresa de Transmisión deberá presentar los procedimientos y metodologías empleadas para su estimación a la aprobación de la ASEP. Adicionalmente se incluirán los costos de libranzas asociados, sobrecostos de operación en la construcción de los proyectos definidos y aprobados en el Plan de Expansión hasta un valor máximo y que hayan sido realmente incurridos. Este valor máximo es el que fue considerado por la Empresa de Transmisión como tal, en la evaluación económica de la alternativa de expansión de transmisión que resultó elegida. En tal sentido dichos costos deberán ser identificados por la Empresa de Transmisión en el Plan de Expansión anualmente. El total de costos determinados para este concepto, debe ser distribuido entre la Generación y Demanda (CAGyDi) y la Demanda (CADi), en las proporciones que, en oportunidad de cada revisión tarifaria, dispondrá la ASEP. CEyCGCGyDi y CEyCGCDi: Estos términos considerarán, para cada año calendario i, los costos de los estudios que la Empresa de Transmisión debe contratar para desarrollar, cada cuatro años el PEST, según lo establecido en el Artículo 64 de este Reglamento; más los costos que se generen producto de la gestión de compra de suministro de energía y potencia para los agentes del mercado. En el caso de los costos necesarios para desarrollar el PEST cada cuatro años, estos deberán ser asignados, por partes iguales, en los años calendarios 2, 3 y 4 del periodo tarifario, de tal manera que el total sea luego trasladado a los Ingresos Permitidos por año tarifario. El total de costos determinados por este concepto debe asignarse a la Generación y Demanda (CEyCGCGyDi) y solo a la Demanda (CEyCGCDi), con igual criterio que el utilizado para asignar los costos CAGyDi y CADi ADMSPED: es el valor del Ingreso Permitido para cubrir los costos de Administración, del Sistema Principal de transmisión y activos No Eléctricos asociados, en un año calendario, considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior y que son asignados totalmente a la Demanda. Se calculará una sola vez al momento de determinar las tarifas para el periodo tarifario y resultará el mismo valor para cada año calendario. Se obtiene de: ADMSPED = (ACTSPEDef + ACTNEEDef) * ADMT%M* OMSPED: es el valor del Ingreso Permitido para cubrir los costos de Operación y Mantenimiento del sistema principal de transmisión y activos No Eléctricos asociados, en un año calendario, considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior y que son asignados totalmente a la Demanda. Se calculará una sola vez al momento de determinar las tarifas para el periodo tarifario y resultará el mismo valor para cada año calendario. Se obtiene de: OMSPED = (ACTSPEDef+ ACTNEEDef) * OMT%M* INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 29

30 ACTSPEDef: es el valor nuevo de reemplazo de los activos fijos eficientes del sistema principal de transmisión, existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior, y que son asignados totalmente a la Demanda. ACTNEEDef: es el valor nuevo de reemplazo de los activos No Eléctricos eficientes, existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior, y que son asignados totalmente a la Demanda. Se calcula, para cada año calendario como: ACTNEEDef = %NE * ACTSPEDef El porcentaje %NE, con un valor tope del 10%, se obtendrá de la relación entre el valor bruto de los Activos No Eléctricos con respecto al valor bruto de los Activos Eléctricos según los registros contables del último ejercicio económico aprobado de la Empresa de Transmisión. ACTBSPEDi: es el valor bruto contable de los activos fijos del sistema principal de transmisión a costo original, calculado como la suma de los valores brutos ACTBSPED(l) de cada componente (l) del sistema principal de transmisión considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior, que son asignados totalmente a la Demanda. Todos ellos siempre que no se encuentren totalmente depreciados al comienzo del año (i). ACTBNEEDi: es el valor bruto contable de los activos No Eléctricos a costo original, calculado como la suma de los valores ACTBNEEDi(l) correspondientes a cada componente (l) de los activos No Eléctricos, considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior, que son asignados totalmente a la Demanda. Todos ellos siempre que no se encuentren totalmente depreciados al comienzo del año calendario (i). El porcentaje (%NE) obtenido de la relación entre el valor bruto de los Activos No Eléctricos con respecto al valor bruto de los Activos Eléctricos según los registros contables, considerando para ambos solo los activos existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior, que son asignados totalmente a la Demanda no deberá superar un valor tope del 10%. En caso de superarlo se ajustará el valor del ACTBNEEDi tal que el porcentaje resultante sea el 10%. ACTNSPEDi es el valor neto contable para el año calendario (i) de los activos fijos del sistema principal de transmisión a costo original, calculado como la suma de los valores ACTNSPEDi(l) correspondientes a cada componente (l) del sistema principal de transmisión considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior y que son asignados totalmente a la Demanda. ACTNNEEDi: es el valor neto contable para el año calendario (i) de los activos No Eléctricos a costo original, calculado como la suma de los valores ACTNNEEDi(l) correspondientes a cada componente (l) de los activos No Eléctricos considerando solo los activos Existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior y que son asignados totalmente a la Demanda. En caso que se haya ajustado el valor del ACTBNEEDi por exceder el porcentaje del 10%, el mismo porcentaje de ajuste se aplicará a ACTNNEEDi. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 30

31 De darse la construcción de activos por mecanismos de financiamiento no convencionales, se evaluará el procedimiento necesario para incorporarlo en el cálculo. Los activos a considerar en cada año calendario (i) serán los existentes considerando criterios de eficiencia. A partir de los valores del Ingreso Máximo Permitido, por año calendario (i), asociados con la base de capital de los activos existentes al 31 de diciembre del último año tarifario del periodo tarifario anterior, tanto asignados a la Generación y a la Demanda (IPSPEGyDi) como totalmente a la demanda (IPSPEDi), resultarán los respectivos valores por año tarifario (j) a partir de: Siendo: IPSPEGyDj = (IPSPEGyDi + IPSPEGyDi-1)/2 IPSPEDj = (IPSPEDi + IPSPEDi-1)/2 + CTPRj CTPRj: Es la Compensación Temporal Parcial por Restricción asignada al año tarifario (j). Aplica solo para el periodo tarifario entre el 01 de Julio de 2017 y el 30 de Junio de Tiene relación con los costos por generación obligada y por generación desplazada que ha debido afrontar la Empresa de Transmisión a consecuencia de la demora en la entrada en servicio de la Tercera Línea de Transmisión. La ASEP determinará, en oportunidad de la revisión tarifaria, los montos a incluir. Es un costo asignado totalmente a la Demanda. Donde para un año tarifario (j) los años (i) e (i-1) son los años calendarios abarcados por tal año tarifario (j) que va del 1 de julio del año (i-1) al 30 de junio del año (i). A partir de ellos se determinará el Valor Presente Neto de cada uno IPSPEGyD e IPSPED para todo el periodo tarifario, así como un valor anual a partir de la anualización de los mismos (IPSPEGyDja e IPSPEDja). En oportunidad de cada revisión tarifaria deberá presentarse el Ingreso Máximo Permitido por los activos existentes desagregado en IPSPEGyD e IPSPED y también por nivel de tensión. Según la metodología de cálculo de acuerdo al Reglamento de Transmisión y sus modificaciones propuestas, se determina a continuación el Ingreso Máximo Permitido a partir de los componentes y datos definidos en las secciones previas. En este sentido, se calcula el ingreso máximo permitido para los activos existentes asignados a la Generación y Demanda y para los activos asignados totalmente a la Demanda (Tercera Línea de Transmisión). Como se observa en los cuadros siguientes, se determina así: 1. Gastos de Administración (a partir del comparable determinado) 2. Gastos de operación y mantenimiento (a partir del comparable determinado) 3. Depreciación (a partir de tasa de depreciación determinada) 4. Rentabilidad sobre activos, sean estos asignados a Generación y Demanda, Demanda (según tasa de rentabilidad determinada - RRT) INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 31

32 Cuadro N 27: IMP para Activos Existentes Asignados a Generación y Demanda IMP de ACTIVOS EXISTENTES. Asignados a G y D Operación y Mantenimiento 15,768 15,768 15,768 15,768 15,768 Administración 6,316 6,316 6,316 6,316 6,316 Depreciación 15,474 15,474 15,474 15,474 15,474 Rentabilidad sobre Activos 15,851 14,650 13,449 12,248 11,047 Generación Obligada Estudio PEST y por gestión de compra de potencia y energía Total 53,424 52,338 51,137 49,936 48,620 Fuente: Elaboración propia en base a Modelo IMP (Valores expresados en Miles de Balboas) Cuadro N 28: IMP para Activos Asignados a la Demanda IMP de ACTIVOS EXISTENTES. Asignados a D Operación y Mantenimiento 3,418 6,821 6,821 6,821 6,821 Administración 1,369 2,732 2,732 2,732 2,732 Depreciación 6,031 12,036 12,036 12,036 12,036 Rentabilidad sobre Activos 13,434 26,341 25,407 24,473 23,539 Crédito por Restricción Tercera Línea - 16,000 16,000 16,000 - Estudio PEST y por gestión de compra de potencia y energía Total 24,251 63,930 62,996 62,062 45,128 Fuente: Elaboración propia en base a Modelo IMP (Valores expresados en Miles de Balboas) INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 32

33 SISTEMA DE CONEXIÓN 1. Base de Capital del Sistema de Conexión La Base de Capital correspondiente al Sistema de Conexión para cada año del período tarifario resulta de la suma de los valores eficientes al inicio del periodo más las inversiones, bajas de activos y depreciaciones correspondientes a los años del Periodo Tarifario. Es decir, resulta de la suma de los siguientes componentes: a. Activos del Sistema de Conexión en libros al 31 de diciembre del 2012, ajustando las capitalizaciones del período de acuerdo a criterios de eficiencia establecidos en el Régimen. b. Los activos del Sistema de Conexión que se incorporan en el período tarifario, de acuerdo al c. Plan de Inversiones de ETESA. d. Los retiros de activos previstos por ETESA. e. Las depreciaciones correspondientes al periodo. El cuadro siguiente se presenta el valor de los activos de transmisión correspondientes al Sistema de Conexión al 31 de diciembre de 2012, de acuerdo a la información contable presentada por ETESA: Cuadro N 29: Bienes e Instalaciones en Servicio al 31 de diciembre de 2016 CONEXIÓN SUBESTACIONES KV PATIO 230 KV LLANO SANCHEZ (2 CUCHILLAS MOTORIZADAS DE 230 KV Y 2 TRFOS 230/115/34.5 KV) PATIO 230 KV-CHORRERA (3 INTERRUPTORES DE 230KV Y 2 TRAFOS 230/115/34.5 KV) PATIO 230/34.5 KV - LAS GUIAS KV PATIO 115 KV-CHARCO AZUL PATIO 115 KV-LLANO SANCHEZ PATIO 115 KV-PROGRESO KV PATIO 34.5 KV-CHORRERA PATIO 34.5 KV-LLANO SANCHEZ PATIO 34.5 KV-MATA DE NANCE PATIO 34.5 KV-PROGRESO PATIO 34.5 KV-CHANGUINOLA LÍNEAS 115 KV L/T 115 KV-CALDERA-ESTRELLA L/T 115 KV-CALDERA-LOS VALLES L/T 115 KV-CALDERA-PAJA DE SOMBRERO L/T 115 KV-PROGRESO-CHARCO AZUL Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) 2. Base de Capital inicial del Sistema de Conexión La Base de Capital inicial al 31 de diciembre de 2016 correspondiente al Sistema de Conexión resulta de la suma de los valores eficientes aceptados al inicio del anterior Periodo Tarifario más las inversiones, bajas de activos y depreciaciones entre los años 2013 a INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 33

34 Es importante destacar que en el año 2012 ETESA realizó una reclasificación de activos desde la cuenta Conexión hacia el Sistema Principal por un monto de B/ , lo que produce una disminución de los valores brutos y netos de la cuenta Conexión a diciembre de El siguiente cuadro presenta el valor total de los activos de ETESA, correspondientes al Sistema de Conexión, al 31 de diciembre de 2016, de acuerdo a la información contable plasmada en los Estados Financieros y Regulados de la compañía. Cuadro N 30: Base Bruta y Neta del Sistema de Conexión de ETESA al 31 de Diciembre 2016 CUENTAS SISTEMA CONEXION Base Bruta 31-Dic-2016 Base Neta 31-Dic-2016 Terrenos , ,1 Edificios y Mejoras , ,2 Servidumbre 8.591, ,4 Equipo Eléctrico Auxiliar , ,0 Equipo de Subestaciones , ,1 Torres y Accesorios , ,3 Conductores aéreos y accesorios , ,6 Transformadores de Líneas , ,2 Equipos de Protección y Control , ,2 TOTAL , ,5 Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) 3. Base de Capital del Sistema de Conexión para el periodo tarifario Para determinar la Base de Capital correspondiente al Sistema de Conexión a aplicar durante el Periodo Tarifario corresponde agregar a los valores existentes al 31 de diciembre de 2016 las inversiones y bajas previstas y las depreciaciones correspondientes. Activos que se incorporan a la Base de Capital en el Período Los activos que se incorporan a la Base de Capital del Sistema de Conexión corresponden a las inversiones del Plan de Expansión para el periodo propuesto por ETESA. En esta instancia no se consideran inversiones proyectadas bajo este rubro. Retiro de Activos No se han previsto retiros de activos del sistema de Conexión para el período Evolución de la Base de Capital En función de los activos al 31 de diciembre de 2016 reconocidos y las adiciones previstas para el período , se presenta en el cuadro siguiente la evolución proyectada para la Base de Capital del Sistema de Conexión de Transmisión. 5 Correspondientes al traspaso de los activos del Patio 115 kv- Panamá II que incluyó las salidas en 115 kv Panamá-Locería y el Patio 230 kv Panamá II que incluyó tres interruptores y dos transformadores. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 34

35 Cuadro N 31: Inversiones previstas del Sistema de Conexión SISTEMA DE CONEXIÓN 4,052 6,327 2,078 2,849 REEMPLAZO T1 S/E LLANO SÁNCHEZ 100 MVA 633 REEMPLAZO T2 S/E CHORRERA 100 MVA 2, REEMPLAZO T2 S/E LLANO SÁNCHEZ 100 MVA 3, REEMPLAZO T1 S/E CHORRERA 100 MVA 0 1, REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E PROGRESO 34.5 KV 43 REEMPLAZO INTERRUPTORES S/E CHORRERA 34.5 KV REEMPLAZO CUCHILLAS MOTORIZADAS S/E LL. SANCHEZ 115 KV 95 REEMPLAZO CUCHILLAS MANUALES S/E LL. SANCHEZ 115 KV 141 REEMPLAZO PARARRAYOS S/E LLANO SANCHEZ 115 Y 34.5 KV 12 REEMPLAZO PTs S/E LL. SANCHEZ 34.5 KV 88 REEMPLAZO PTs S/E PROGRESO 34.5 KV REEMPLAZO PTs S/E MATA DE NANCE 34.5 KV REEMPLAZO CTs S/E LLANO SANCHEZ 115 Y 34.5 KV 809 AMPLIACION PATIO 34.5 KV S/E LLANO SÁNCHEZ Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Miles de Balboas) Cuadro N 32: Activos Reconocidos del Sistema de Conexión Tasa de depreciación 2.4% 2.4% 2.4% 2.4% 2.4% Tasa de depreciación retiros 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% Activos brutos al comienzo del año 30,496,960 30,496,960 30,496,960 30,496,960 30,496,960 Activos netos al comienzo del año 14,766,818 14,027,581 13,288,344 12,549,107 11,809,870 Depreciación Anual (739,237) (739,237) (739,237) (739,237) (739,237) Retiros Activos brutos al final del año 30,496,960 30,496,960 30,496,960 30,496,960 30,496,960 Depreciación Acumulada (16,469,378) (17,208,615) (17,947,853) (18,687,090) (19,426,327) Activos netos al final del año 14,027,581 13,288,344 12,549,107 11,809,870 11,070,632 Inversiones Inversión anual 4,052,000 6,327,000 2,078,000 2,849,000 - Inversión (proporcional) 2,719,836 4,246,890 1,394, ,104 - Tasa de depreciación 3.5% 3.5% 3.5% 3.5% 3.5% Activos netos al comienzo del año - 3,956,806 9,993,345 11,659,261 14,047,132 Depreciación Anual (95,194) (290,461) (412,084) (461,129) (535,710) Activos netos al final del año 3,956,806 9,993,345 11,659,261 14,047,132 13,511,422 Activos brutos al final del año 4,052,000 10,379,000 12,457,000 15,306,000 15,306,000 Depreciación Acumulada (95,194) (385,655) (797,739) (1,258,868) (1,794,578) ACTIVOS BRUTOS CONEXIÓN TRANSPORTE 34,548,960 40,875,960 42,953,960 45,802,960 45,802,960 ACTIVOS NETOS CONEXIÓN TRANSPORTE 17,984,387 23,281,689 24,208,368 25,857,002 24,582,055 Depreciación (834,431) (1,029,698) (1,151,321) (1,200,366) (1,274,947) Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) Cuadro N 33: Activos Reconocidos del Sistema de Conexión SUBESTACION VNR VNR VNR CONEXIÓN 230 KV 115 KV 34 KV VNR PRESENTACIÓN ETESA CHORRERA 19,223,807 7,823,279 30,376,475 E LHIGO 2,303,421 3,497,719 LLANO SANCHEZ 15,545,375 4,453,567 1,966,099 24,044,635 MATA DE NANCE 5,651,073 5,651,073 PROGRESO 840,375 4,124,072 5,325,934 CHANGUINOLA 149,234 1,784,883 1,934,117 CHARCO AZUL 1,736,435 1,736,435 TOTAL 38,062,214 6,190,002 21,349,405 72,566,388 Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 35

36 4. Activos brutos eficientes para el cálculo de gastos de administración y explotación Se determinó el VNR al 31 de Diciembre de 2016 correspondiente a los activos de conexión los cuales se presentan en los cuadros siguientes: Cuadro N 34: VNR Subestaciones de Conexión SUBESTACION VNR VNR VNR VNR CONEXIÓN VNR PRESENTACIÓN ETESA CONEXIÓN 230 KV 115 KV 34 KV AJUSTADO CHORRERA 19,223,807 7,823,279 30,376,475 27,047,086 E LHIGO 2,303,421 3,497,719 2,303,421 LLANO SANCHEZ 15,545,375 4,453,567 1,966,099 24,044,635 21,965,042 MATA DE NANCE 5,651,073 5,651,073 5,651,073 PROGRESO 840,375 4,124,072 5,325,934 4,964,447 CHANGUINOLA 149,234 1,784,883 1,934,117 1,934,117 CHARCO AZUL 1,736,435 1,736,435 1,736,435 TOTAL 38,062,214 6,190,002 21,349,405 72,566,388 65,601,621 Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) Cuadro N 35: VNR Líneas de Conexión Año Longitud Longitud por VNR Aceptado VNR ETESA 2017 Fuente: Elaboración propia en base a información ETESA (Valores expresados en Balboas) 5. Ingreso máximo permitido para el sistema de conexión Los ingresos máximos permitidos a la Empresa de Transmisión para recuperar los costos de conexión del sistema de transmisión en el año calendario (i) se calculan de acuerdo con la siguiente fórmula: Donde: IPCTi = ADMCTi + OMTCTi + ACTCTi * DEP% + ACTNCTi * RRT IPCTi es el valor de los ingresos permitidos para cubrir los costos de conexión al sistema principal de transmisión en el año calendario (i) del período tarifario. ADMCTi: es el valor de los ingresos permitidos por costos de administración de las conexiones al sistema de transmisión en el año calendario (i) del período tarifario. OMTCTi: es el valor de los ingresos permitidos por costos de operación y mantenimiento de las conexiones al sistema de transmisión en el año calendario (i) del período tarifario. ACTCTi: es el valor bruto de los activos fijos de conexión a costo original, correspondientes al año calendario (i), calculado como la suma de los valores ACTCTm correspondientes a cada componente (m) en cada año, donde m se extiende a todos los activos utilizados para la conexión de los agentes al sistema principal de transmisión. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 36

37 ACTNCTi: es el valor neto de los activos fijos de conexión a costo original, correspondientes al año calendario (i), calculado como la suma de los valores ACTNCTm correspondientes a cada componente (m) en cada año, donde m se extiende a todos los activos utilizados para la conexión de los agentes al sistema principal de transmisión. DEP%: la tasa lineal de depreciación en la vida útil del activo. RRT: la tasa de rentabilidad regulada de la Empresa de Transmisión según lo establece el Artículo 96 del Texto Único de la Ley 6. Según la metodología de cálculo de acuerdo al Reglamento de Transmisión, se determina el ingreso máximo permitido a partir de los componentes descritos, considerando lo siguiente: 1. Gastos de Administración (a partir del comparable determinado) 2. Gastos de operación y mantenimiento (a partir del comparable determinado) 3. Depreciación (a partir de tasa de depreciación determinada) 4. Rentabilidad sobre activos, sean estos asignados a Generación y Demanda, Demanda (según tasa de rentabilidad determinada - RRT) Cuadro N 36: IMP para Activos del Sistema de Conexión CONEXIÓN Operación y Mantenimiento 1,295 1,375 1,500 1,541 1,597 Administración Depreciación 834 1,030 1,151 1,200 1,275 Rentabilidad sobre Activos 1,146 1,396 1,807 1,879 2,007 Total 3,794 4,351 5,059 5,237 5,519 Fuente: Elaboración propia en base a Modelo IMP (Valores expresados en Miles de Balboas) INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 37

38 PARTE II: INGRESO MÁXIMO PARA CUBRIR LOS COSTOS DEL SERVICIO DE OPERACIÓN INTEGRADA CAPÍTULO I: EMPRESAS COMPARADORAS PARA EL CND Para determinar el IMP del CND se determinan indicadores eficientes a partir de las siguientes relaciones: La relación eficiente de salarios entre la empresa que brinda el SOI y la empresa que brinda el servicio de transmisión La relación eficiente entre los gastos totales y los gastos salariales Los valores de estas relaciones son muy dispares entre los casos analizados (XM, COES, CDEC-SIC) y entre años de una misma empresa, no existiendo una estructura definida. Sin embargo, el indicador sintético que resume ambas relaciones muestra similitud entre empresas, tal como se aprecia en el siguiente cuadro: Cuadro N 37: Indicadores de eficiencia. Resumen Concepto XM COES CDEC-SIC Promedio Relación Costos Totales OED / masa salarial OED 2,31 1,52 1,91 1,91 Relación gasto salarial promedio OED / gasto salarial promedio Empresa Transmisión 0,87 1,36 1,20 1,15 Relación Costos Totales OED / masa salarial OED con salarios Empresa Transmisión 1,99 2,08 2,30 2,12 Nota: OED: Organismo Encargado del Despacho Consecuencia de lo anterior, resulta adecuado considerar el indicador sintético en lugar de determinar cada uno de sus componentes por separado. A su vez, debido a que este indicador sintético muestra similitud entre las empresas analizadas, se recomienda considerar el promedio de los casos analizados: 2,121. Con el fin de desglosar las relaciones de manera similar a revisiones tarifarias anteriores, y asumiendo que el costo medio del personal del CND es un 47% mayor al de ETESA (para evitar la excesiva rotación del personal del CND) se proponen los siguientes porcentajes a reconocer: 47,0% para el gasto de personal medio respecto al valor medio de ETESA, 44,3% por sobre los gastos de personal del CND para contemplar los otros gastos necesarios para el funcionamiento del CND (excluidas inversiones). INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 38

39 El siguiente cuadro resume estos resultados: Cuadro N 38: Indicadores de eficiencia adoptados Indicador % factor Relación salarial 47,0% 1,470 Relación de costos totales y salariales 44,3% 1,443 Relación Costos Totales OED / masa salarial OED con salarios Empr Transm (*) 2,121 * Producto del factor de relación salarial y el de relación de costos totales y salariales. El análisis detallado se muestra en el ANEXO III de este informe. CAPÍTULO II: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA CUBRIR LOS COSTOS DEL SERVICIO DE OPERACIÓN INTEGRADA. El valor presente del Ingreso Permitido por el Servicio de Operación Integrada (IPSOI) a la fecha base de cálculo será igual a: Donde: IPSOIj = IPHMj + IPCNDj IPHMj: Es el ingreso asignado al servicio de Hidrometeorología para el año tarifario j. IPCNDj: Es el ingreso asignado al Centro Nacional de Despacho para el año tarifario j. A continuación se presentan los análisis y cálculos realizados para ambos conceptos. 1. INVERSIONES Y GASTOS OPERATIVOS DE LA DIRECCIÓN DE HIDROMETEOROLOGÍA Según el Artículo 209 del Reglamento de Transmisión el IMP por el servicio de Hidrometeorología, esto es, la Dirección de Hidrometeorología dependiente de ETESA, será fijado contemplando lo dispuesto en el artículo 71 del Texto Único de la Ley N 6 del año Según el citado artículo ETESA deberá contar con recursos propios provenientes de los cargos por el acceso y uso de la red de transmisión, por el servicio de operación integrada por los servicios de la red meteorológica e hidrológica y por los estudios básicos que se pongan a disposición de posibles inversionistas. Los costos relacionados con la función hidrológica y meteorológica, serán recuperados como gastos administrativos de su actividad de operación integrada, excepto aquellos por los cuales se cobre directamente a los interesados Proyección de Gastos Operativos de la Dirección de Hidrometeorología Previo a establecer los costos operativos anuales, se analiza cuál ha sido el gasto realizado durante el período tarifario anterior en relación al previsto en el IMP. Se aprecia que los gastos realizados en el INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 39

40 período tarifario anterior y la cantidad de empleados, han sido considerablemente menores a los aprobados en la anterior revisión tarifaria. El siguiente cuadro muestra estos valores. Cuadro N 39: Gastos Operativos y Cantidad de Personal de la Dirección de Hidrometeorología Ejecutados y Previstos Gastos Totales (IMP) Gastos Totales (Estados Financieros) Deflactado ND Personal (IMP) Personal (Estados Financieros y Regulados) Fuente: Elaboración propia en base a ETESA/Hidrometeorología Los valores correspondientes a los Estados Financieros han sido deflactados con el Índice de Precios al Consumidor (IPC) para llevarlos a valores comparables con los del IMP. Para determinar los costos operativos anuales del Servicio de Hidrometeorología ha sido necesario establecer: La planta de personal El gasto salarial por empleado Un porcentaje adicional para cubrir los restantes costos operativos En cuanto a la planta de personal, se observa que no solo el personal empleado ha sido menor al aprobado en la Revisión Tarifaria Anterior, sino que ha disminuido sistemáticamente a lo largo del período. Teniendo en cuenta esto, y que ETESA no ha entregado proyecciones del personal, se ha considerado adecuado suponer que durante el Período Tarifario se volverá a la dotación de empleados vigente en el año 2013, es decir, el plantel contará con una dotación de 47 empleados. En cuanto, a la remuneración media del personal se observa que el gasto salarial por empleado ha rondado entre el 85% y el 96% del de ETESA Transmisión como se detalle en el siguiente cuadro. Cuadro N 40: Relación Gasto Salarial Hidrometeorología y ETESA Transmisión ETESA (transmisión, conexión y administración) Gastos de Personal (B/.) ND Cantidad de personal Gasto de personal unitario mensual (B/.) ND Hidrometeorología Gastos de Personal (B/.) ND Cantidad de personal Gasto de personal unitario mensual (B/.) ND Relación gasto personal CND/ETESA Transm 0,85 0,84 0,96 ND Fuente: Elaboración propia en base a ETESA/Hidrometeorología INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 40

41 La cantidad de personal de ETESA Transmisión se ha estimado a partir del total de empleados consignados en las memorias de la empresa y de la cantidad de empleados informada por la empresa para las actividades de Hidrometeorología. Los valores monetarios son valores corrientes (sin deflactar). Teniendo en cuenta lo anterior y que las funciones y nivel de especialización no justifican que haya diferencia respecto de los valores medio vigentes para ETESA Transmisión, se ha propuesto considerar los valores medios de ETESA transmisión. Con fecha de marzo de 2017 los valores medios informados por ETESA se muestran en el siguiente cuadro. Cuadro N 41: Gastos y Cantidad de Personal del CND, Hidrometeorología y ETESA (Marzo 2017) Categoría por Puesto ETESA CND HIDROMETEOROLOGÍA ETESA Transmisión Empleados Salario Promedio Empleados Salario Promedio Empleados Salario Promedio Empleados Salario Promedio Gerenciales Mandos medios Supervisión Base Técnicos Total Fuente: Elaboración propia en base a ETESA/CND/Hidrometeorología Como resultado del análisis anteriormente desarrollado se propone un gasto salarial mensual por empleado de B/./Empleado/Mes. El monto adicional para cubrir los gastos operativos diferentes a los gastos salariales se obtuvo a partir de la relación verificada en los balances (último disponible). 6 De la información contable se obtienen los valores detallados en el cuadro siguiente. Cuadro N 42: Relación Gasto Salarial y Otros Gastos de la Dirección de Hidrometeorología (p) Gastos de Personal (B/.) ND Total (B/.) Relación Gastos Total / Gastos de Personal 1,76 1,80 2,09 ND Fuente: Elaboración propia en base a ETESA/Hidrometeorología La relación promedio indica que otros gastos representan un gasto adicional de 88% por encima de los gastos salariales. Este valor se propone para la Revisión Tarifaria Estos valores se resumen en el siguiente cuadro: 6 Se cuenta con los Estados Financieros y Regulados 2016 pero con carácter PRELIMINAR sin detalle de Gastos de Personal para Hidrometeorología en dicho año, por lo cual se estima esta relación de Gastos Totales / Gastos de Personal sobre la base de información definitiva hasta el año INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 41

42 Cuadro N 43: Gastos Operativos Reconocidos para la Dirección de Hidrometeorología Gastos anuales por personal (B/./empleado) Cantidad de personal Gastos Operativos Totales Fuente: Elaboración propia en base a ETESA/Hidrometeorología 1.2. Proyección de Inversiones de la Dirección de Hidrometeorología En principio y según lo regulado, las inversiones requeridas por el servicio de Hidrometeorología deben ser reconocidas como gastos y recuperadas en el mismo periodo tarifario. Previo al análisis del plan de Inversiones para el período propuesto por ETESA para la Dirección de Hidrometeorología, se compara lo ejecutado en el actual período tarifario en relación con los valores reconocidos. Los valores se presentan en el siguiente cuadro. Cuadro N 44: Inversiones Solicitadas y Ejecutadas de la Dirección de Hidrometeorología para el Período Tarifario Total Solicitado Plan de Inversión Aprobado RT Realizado según EEFF ND Fuente: Elaboración propia en base a ETESA/Hidrometeorología En la Revisión Tarifaria anterior se aprobó el 85% de las inversiones solicitadas y del monto reconocido sólo se ha ejecutado hasta 2016 el 25%. Fenómeno similar se observó en la revisión tarifaria del período en el cual se reconoció sólo el 51% de lo solicitado y se había concretado a Diciembre de 2012 sólo el 70% de lo solicitado. En particular, se reconoció en concepto de Estaciones Hidrológicas y Meteorológicas un total de B/. 1,5 Millones y se concretó de ese total sólo el 58% (B/. 0,88 Millones). Para el período tarifario , ETESA solicita un total de inversiones de aproximadamente B/. 18 Millones. El mismo fue analizado, observándose que de la misma manera que en el caso del CND la información suministrada se limitó a un documento de la propia Dirección de Hidrometeorología detallando las razones del Plan de Inversiones presentado, pero en ningún caso se acompaña información de respaldo que permita sustentar los valores presupuestados en dicho plan. Al respecto se realizan los siguientes comentarios: 1. Estaciones meteorológicas e hidrológicas - ETESA solicita la adquisición de 120 estaciones meteorológicas y 40 hidrológicas, totalizando B/. 6,40 Millones. Al respecto se realizan los siguientes comentarios: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 42

43 ETESA no justifica la cantidad de estaciones solicitadas El costo de cada estación es superior al solicitado en la revisión anterior (B/ para las estaciones meteorológicas tipo A; anteriormente B/ incluyendo equipos, materiales, estructuras y gastos de instalación) Dado lo anterior y el grado de cumplimiento observado en las anteriores revisiones tarifarias, se ha optado por no aceptar los costos de instalación de las estaciones meteorológicas manteniendo los valores de la anterior revisión tarifaria y reducir la cantidad pretendida a 2/3 del total solicitado. 2. Vehículos doble tracción con malacate ETESA solicita cuatro (4) vehículos. En la revisión tarifaria anterior se reconoció esta cantidad de vehículos, pero no se concretó su compra, con lo que se concluye que ese monto ya ha sido reconocido por lo que no se incluye. 3. Radares Meteorológicos - Se solicita la adquisición de un radar en las localidades de Chiriquí, Bocas del Toro y Darién por un monto total de B/. 7,5 Millones, lo cual merece los siguientes comentarios: A pesar de tratarse de una inversión cuantiosa, ETESA no presenta presupuestos de estas adquisiciones En la revisión anterior se reconoció un monto de B/. 2,5 Millones en concepto de consultoría para selección de sitio, adquisición de terrenos, instalaciones eléctricas y de comunicaciones. A pesar de ello, no se detectan en los Estados Financieros y Regulados que se hayan efectivizado tales gastos. En virtud de lo anterior, no se aceptan estas inversiones hasta que no se haya efectivamente realizado los estudios preliminares. Por lo tanto, no se reconocen estos conceptos. 4. Otras inversiones. En cuanto a los restantes proyectos (diversos software, instrumental y sistemas), se opta por reconocer sólo el 40% del monto solicitado. En caso de contarse con presupuestos de los mismos se reevaluará cada uno de estos conceptos. El detalle del presupuesto solicitado por ETESA y el reconocido se presentan en los cuadros siguientes. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 43

44 Cuadro N 45: Plan de Inversiones Propuesto ETESA para Dirección de Hidrometeorología CONCEPTO PROPUESTA - PRESUPUESTO DE INVERSIÓN (PROPUESTO) Año 2017 Año 2018 Año 2019 Año 2020 Año 2021 TOTAL 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre PROYECTO DE MODELACIÓN HIDROLÓGICA PARA PRONÓSTICO INTERACTIVO A CORTO MEDIANO Y LARGO PLAZO EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS. Estaciones meteorológicas Adquisición de estaciones meteorológicas , , , , ,00 Instalación y puesta en operación de estaciones meteorológicas (Gastos de transporte, materiales, estr , , , , , ,00 Adquisición, instalación y puesta en operación de un radar meteorológico, banda C de doble polaridad , ,00 Adquisición, instalación y puesta en operación de un radar meteorológico de última generación. (Bocas , ,00 Adquisición de Vehículos doble tracción con malacate , ,00 Equipamiento para el lanzamiento de Radio Sondas , ,00 Adquisición de Estación de Recepción de Imágenes Satelitales GOES R , ,00 Adquisición de un software de integración de los sistemas meteorológicos e hidrológicos , ,00 Adquisición de un sistema de modelado de pronóstico hidrológico (software) interactivo a corto media , ,00 Estaciones hidrológicas - Adquisición de estaciones hidrológicas , , ,00 Instalación y puesta en operación de estaciones hidrológicas (Gastos de transporte, materiales, estruct , , ,00 Adquisición, instalaciones y puesta en operación de 3 estaciones de calidad del agua , ,00 PROYECTO DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. - Adquisición de sensores de descargas eléctricas y un cerebro , ,00 Instalación de la comunicación para los sensores de descarga eléctrica , ,00 Cámaras de vigilancia para subestaciones eléctricas 8.000, ,00 Horn de alerta para subestaciones eléctricas , ,00 Implementación de un APPS de Hidrometeorología , ,00 PROYECTO DE MODELACIÓN METEOROLÓGICA PARA PRONÓSTICO INTERACTIVO A CORTO PLAZO PARA - Adquisición estaciones de radiación ultravioleta , ,00 Instalación y puesta en operación de estaciones de radiación ultravioleta , ,00 Adquisición, instalaciones y puesta en operación de 2 estaciones de calidad del aire , ,00 Adquisición de software para la generación de las curvas Intensidad Duración Frecuencia(IDF) y para la g , ,00 Consultoría y adquisición de un sistema de modelado de pronóstico de viento interactivo para parques , ,00 Sistema para predicción numérica climática y actualizaciones , ,00 Sistema de Generación de escenarios de cambio climático (Suministro de un servidor, entrenamiento) , ,00 Adquisición de estaciones de nivel del mar con sensores meteorológicos (mareógrafos) , ,00 MODERNIZACIÓN DE LAS OFICINAS DE LA DIRECCIÓN DE HIDROMETEOROLOGÍA - Remodelación de las oficinas de Hidromet , ,00 CONCEPTO Año 2017 Año 2018 Año 2019 Año 2020 Año er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre Total de la Inversión Fuente: ETESA/Hidrometeorología INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 44

45 Cuadro N 46: Plan de Inversiones Ajustado ETESA para Dirección de Hidrometeorología CONCEPTO Fuente: Elaboración propia en base a ETESA/Hidrometeorología PROPUESTA - PRESUPUESTO DE INVERSIÓN (RECONOCIDO) PROYECTO Año 2017 Año 2018 Año 2019 Año 2020 Año er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre PROYECTO DE MODELACIÓN HIDROLÓGICA PARA PRONÓSTICO INTERACTIVO A CORTO MEDIANO Y LARGO PLAZO EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS. Estaciones meteorológicas Adquisición de estaciones meteorológicas , , , , ,00 Instalación y puesta en operación de estaciones meteorológicas (Gastos de transporte, materiales, estr Adquisición, instalación y puesta en operación de un radar meteorológico, banda C de doble polaridad - - Adquisición, instalación y puesta en operación de un radar meteorológico de última generación. (Bocas - - Adquisición de Vehículos doble tracción con malacate. - - Equipamiento para el lanzamiento de Radio Sondas , ,00 Adquisición de Estación de Recepción de Imágenes Satelitales GOES R , ,00 Adquisición de un software de integración de los sistemas meteorológicos e hidrológicos , ,00 Adquisición de un sistema de modelado de pronóstico hidrológico (software) interactivo a corto media , ,00 Estaciones hidrológicas - Adquisición de estaciones hidrológicas , , ,00 Instalación y puesta en operación de estaciones hidrológicas (Gastos de transporte, materiales, estruct , , ,00 Adquisición, instalaciones y puesta en operación de 3 estaciones de calidad del agua , ,00 PROYECTO DE PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. - Adquisición de sensores de descargas eléctricas y un cerebro , ,00 Instalación de la comunicación para los sensores de descarga eléctrica , ,00 Cámaras de vigilancia para subestaciones eléctricas 3.200, ,00 Horn de alerta para subestaciones eléctricas , ,00 Implementación de un APPS de Hidrometeorología , ,00 PROYECTO DE MODELACIÓN METEOROLÓGICA PARA PRONÓSTICO INTERACTIVO A CORTO PLAZO PARA - Adquisición estaciones de radiación ultravioleta , ,00 Instalación y puesta en operación de estaciones de radiación ultravioleta 4.000, ,00 Adquisición, instalaciones y puesta en operación de 2 estaciones de calidad del aire , ,00 Adquisición de software para la generación de las curvas Intensidad Duración Frecuencia(IDF) y para la , ,00 Consultoría y adquisición de un sistema de modelado de pronóstico de viento interactivo para parques , ,00 Sistema para predicción numérica climática y actualizaciones , ,00 Sistema de Generación de escenarios de cambio climático (Suministro de un servidor, entrenamiento) , ,00 Adquisición de estaciones de nivel del mar con sensores meteorológicos (mareógrafos) , ,00 MODERNIZACIÓN DE LAS OFICINAS DE LA DIRECCIÓN DE HIDROMETEOROLOGÍA - Remodelación de las oficinas de Hidromet , ,00 CONCEPTO 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre 1 er Semestre 2 do Semestre Total de la Inversión INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 45

46 2. INVERSIONES Y GASTOS OPERATIVOS DEL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO De acuerdo al Reglamento de Transmisión (CAPÍTULO XI.1; Artículo 208) las inversiones requeridas por el Centro Nacional de Despacho (CND) serán reconocidas como gastos y recuperadas en el periodo tarifario. Toda aquella inversión que supere el monto establecido para inversiones menores deberá tener una aprobación con una metodología equivalente a la aprobación del Plan de Expansión de Corto Plazo, incluida la consulta pública. Asimismo se regula que el Plan de Inversiones del CND deberá contener: Requerimientos de servicios que se incorporarán Plan de Inversiones del CND el cual se define como las inversiones programadas en un horizonte de cinco (5) años. Por cada inversión a ejecutar se deben elaborar los siguientes informes: Un estudio que justifique la inversión con la indicación de la fecha de compra y operación. Los costos estimados y su justificación mediante una comparación con costos de mercado ( benchmarking ) Estimación de los beneficios que se obtendrán y riesgos que se evitarán como resultado de la incorporación de la inversión. La inversión deberá asociarse a uno o más procesos que realiza el CND 2.1. Proyección de Gastos Operativos del CND En relación a la proyección de los gastos operativos del CND se ha considerado que actualmente dicha dependencia de ETESA cuenta con un total de 76 empleados, pero aun sosteniendo un déficit de personal respecto de la dotación ideal que requeriría. En efecto, actualmente según la información suministrada por el CND cuenta con el siguiente diagnóstico de situación a nivel de recursos humanos. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 46

47 Unidad Cuadro N 47: Cuadro de Situación Recursos Humanos CND Cantidad Personas Vacantes Requeridos Gerencia (*) Comentarios Dirección 8 1 Se requiere un Economista Gerencias: Operaciones Una vacante Especialista en Sistemas Protecciones Tres especialistas para cubrir mayores funciones en Mediano Plazo, nuevas conexiones, estudios adicionales y reuniones EOR no contemplados normativa. Mercado Eléctrico 12 2 Actualmente cuentan con dos adscriptos. Soporte Técnico 14 2 La propia gerencia requiere un profesional para mantenimiento y uno para programación. Además, Gerencia Operaciones requiere mayor apoyo. Normas, Calidad y Procesos 4 4 Gerencia nueva en formación. Se requieren cuatro analistas adicionales. Total Actualmente el CND dispone de nueve profesionales menos que los autorizados por IMP Entre vacantes y nuevos solicitados suman un total de quince profesionales. Fuente: elaboración propia en base a relevamiento del consultor Del cuadro anterior se desprende entonces un déficit de trece profesionales en el CND que sumados a la dotación actual proyecta una dotación total de 89 personas. En este sentido se procedió a considerar que paulatinamente y hasta mediados del Período Tarifario julio 2017 junio 2021 el CND habría alcanzado dicha dotación cubriendo tanto las vacantes abiertas como los requerimientos adicionales a nivel de Gerencia. En el Cuadro N 45 se detalla dicha proyección de gastos operativos en personal como también los que se derivan de la aplicación de los comparadores definidos para la actividad desarrollada por el CND en términos físicos y nominales Proyección de Inversiones del CND En cuanto a las inversiones propuestas por el CND en el marco de la Revisión Tarifaria, dicha dependencia no ha cumplido estrictamente según lo normado por el Reglamento de Transmisión en su Artículo 208. En particular, no ha sido posible verificar mediante documentación de respaldo suficiente los valores de las adquisiciones presupuestadas, especialmente en lo referido a las gestiones para introducir mejoras para el cumplimiento de los objetivos previstos en la Operación Integrada y la Administración del Mercado como también la adquisición de herramientas y consultorías para apoyo en la operación. En el cuadro N 46 se detalla el Plan de Inversiones semestral propuesto por el CND para el Período Tarifario INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 47

48 Cuadro N 48: Proyección Semestral de Gastos Operativos Totales para el CND en el Período Tarifario RESUMEN GASTOS PROPUESTOS 1 Sem Sem Sem Sem Sem Sem Sem Sem Sem Sem Incorporaciones Semestrales CND # Cantidad Personal Propuesto para CND # Salario y Otros Costos de Personal B/. /Persona/mes Sobre Costo Personal CND [%] % 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% Costo Personal CND B/. /Persona/mes Gastos anuales del CND en personal B/. /Año Gastos Personal Reconocidos en Otros Gastos % 44% 44% 44% 44% 44% 44% 44% 44% 44% 44% Otros Gastos B/. /Año TOTAL GASTOS A RECONOCER AL CND B/. /Año Alquileres B/. /Año TOTAL GASTOS B/. /Año Fuente: Elaboración propia INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 48

49 Cuadro N 49: Proyección Semestral de Inversiones Propuestas para el CND en el Período Tarifario No. PROYECTO PROYECTOS MONTO TOTAL (B/.) MONTO REQUERIDO POR SEMESTRE (propuesto) Ier Sem 2017 IIdo Sem 2017 Ier Sem 2018 IIdo Sem 2018 Ier Sem 2019 IIdo Sem 2019 Ier Sem 2020 IIdo Sem 2020 Ier Sem 2021 IIdo Sem 2021 ADQUISICIÓN DE EQUIPOS ,00 0, ,00 0, ,00 0,00 0,00 0, ,00 0,00 0,00 1 Reemplazo Flota Vehicular , , ,00 0, ,00 0,00 0,00 Mejoras al Edificio ,00 0, ,00 0, ,00 0, ,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1 Cambio Piso Falso de la Sala de Despacho , , ,00 2 Sistema de control de acceso y video vigilancia para el edificio del CND , ,00 3 Muro Anti inundación , , ,00 INVERSIONES SCADA ,00 0, ,00 0, ,00 0, ,00 0, , ,00 0,00 1 Actualización Hw/Sw y Apps SCADA escalonado a partir del 5to año de operación (desde 2014) , ,00 2 Sintonización SCADA , , , , , ,00 3 Mejoras al sistema de Video Proyección Magnificada en la Sala de Despacho (video wall) , , , ,00 4 Centro de Despacho Alterno para emergencias y Salón de Simulación para entrenamiento de despachadores , ,00 Mejoras al Equipo Informático y Otros ,00 0, ,00 0, ,00 0, ,00 0, , ,00 0,00 1 Sala de Conferencias Inalámbrica 7.000, ,00 2 Actualización de sistemas de Video Conferencias , ,00 3 Adecuación de la plataforma WAMS de Elpros, adicionando 15 PMUs , ,00 Adición de Almacenamiento (Storage) para respaldo de información en la plataforma operativa , ,00 comercial BDI , ,00 Renovación de la plataforma web CND para publicación e intercambio de información con los agentes robusteciendo la seguridad informática 6 Actualización de equipos de usuarios, laboratorios de simulación y licencias de programas , , , , , ,00 7 Finalizar procesos comerciales en la nueva plataforma operativa comercial BDI , , ,00 Equipos Auxiliares para asegurar la confiabilidad y transparencia en la operación integrada ,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0, ,00 0, , ,00 0,00 1 Reemplazo de UPS de 80 KVA , ,00 2 Unidad Enfriadora de Agua (Chiller) , ,00 3 Sistema de Extinción de llamas en el Generador Eléctrico y Cuarto de Baterías , ,00 Equipamiento SMEC ,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0, ,00 0,00 0,00 1 Patrón Portátil , ,00 2 Generador Portátil , ,00 3 Analizador de Transformadores , ,00 Mejoras para el Cumplimiento de los Objetivos previstos en la Operación Integrada y la Administración del Mercado ,00 0, , , ,00 0, ,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1 Consultoría Plan Estratégico , Mejorara en la Atención de Reclamos y Consultas , ,00 3 Plan de Continuidad de Negocio , Creación de Indicadores de la Operación Integrada e Integración en la BDI , , ,00 Adquisición de herramientas y consultorías para apoyo en la operación ,00 0,00 0,00 0, ,00 0, ,00 0, ,00 0,00 0, , , ,00 Metodología yensayos de campo, para la validación yhomologación de los parámetros y modelos de equipos de control en las unidades de generación del plantel de generación nacional. Adquisición de licencias del programa simulaciones eléctricas DSATOOLS con los módulos , , , ,00 TSAT/VSAT/SSAT/PSAT para realizar estudios de las oscilaciones de potencia en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y en el Sistema Eléctrico Regional (SER). 3 Adquisición de licencias del programa de optimización matemática aplicada (MATLAB y SIMULINK) , ,00 4 Adquisición de un módulo de simulación ASPEN Oneliner , , , , ,00 Revisión de la implementación de los programas de aplicación Nostradamus ygenops del SCADA ABB para la programación del despacho. TOTALES ,00 0, , , ,00 0, ,00 0, , ,00 0,00 Fuente: elaboración propia en base ETESA/CND INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 49

50 En lo relativo a las inversiones en SCADA presentadas, uno de los ítems de mayor significancia en el presupuesto total propuesto, no se realizan mayores observaciones siendo verificado con relación a la base de precios y consultas por parte del consultor que dichas erogaciones se encuentran alineadas a valores de mercado. En el mismo sentido se ha analizado la adquisición de nuevos vehículos para la flota automotor del CND, no encontrándose objeciones en base a consultas de precios sobre automotores de las características que requiere esta dependencia. En lo relativo al ítem consultorías, en general se observan montos de importancia para iniciativas que hacen a la mejora del capital humano y gestión aplicados a la responsabilidad de operar el sistema eléctrico. No obstante, se carece de una base de presupuesto que permita contrastar objetivamente los valores consignados para las siguientes inversiones por lo cual se han o no aplicado selectivamente los siguientes ajustes. Consultoría Plan Estratégico: se propone un monto demasiado elevado para lo que supone un trabajo de asesoramiento a nivel conceptual con lo cual se ajusta a un 50% del monto propuesto obteniéndose un presupuesto más real al costo para este tipo de consultoría. Mejora en la Atención de Reclamos y Consultas: este es un punto sensible en la gestión del CND siendo que se relevan quejas a nivel de los operadores del mercado eléctrico en cuanto a la calidad de la atención de reclamos y consultas por lo que se sostiene el monto propuesto. Plan de Continuidad de Negocio: no se entiende la naturaleza de este tipo de asesoramiento/consultoría para una dependencia que debe dedicarse a la operación del sistema eléctrico por lo que se elimina de las inversiones propuestas hasta tanto se tengan mayores precisiones presupuestarias. Creación de Indicadores de la Operación Integrada e Integración en la Base de Datos Integrada: en la práctica el CND carece de este tipo de indicadores de gestión por lo que se ajusta el monto para este tipo de iniciativa a un valor más acorde al costo que implicaría este asesoramiento según la base de presupuestaria del consultor. Metodología y ensayos de campo, para la validación y homologación de los parámetros y modelos de equipos de control en las unidades de generación del plantel de generación nacional: esta iniciativa está actualmente en marcha en el CND y según el relevamiento del consultor el presupuesto alineado al costo que implicaría este asesoramiento por lo que se sostiene su propuesta. Adquisición de licencias del programa simulaciones eléctricas DSATOOLS con los módulos TSAT/VSAT/SSAT/PSAT para realizar estudios de las oscilaciones de potencia en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y en el Sistema Eléctrico Regional (SER): se elimina este tipo INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 50

51 de adquisición pues el CND en la actualidad carece de los recursos humanos con capacidad para su utilización. Adquisición de licencias del programa de optimización matemática aplicada (MATLAB y SIMULINK): presupuesto alineado al costo de mercado para este tipo de herramienta de software por lo que se sostiene su incorporación. Adquisición de un módulo de simulación ASPEN Oneliner: presupuesto poco significativo por lo que se sostiene su incorporación. Revisión de la implementación de los programas de aplicación Nostradamus y Genops del SCADA ABB para la programación del despacho: el CND registra dificultades en el pronóstico de demanda por lo cual es una herramienta útil para una función específica de este tipo de organismo por lo que se sostiene su incorporación. Como resultado del análisis del Plan de Inversiones propuesto a continuación, se expone el Plan de Inversiones ajustado para el CND. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 51

52 Cuadro N 50: Proyección Semestral del Plan de Inversiones Ajustado del CND para el Período Tarifario MONTO REQUERIDO POR SEMESTRE (revisado) No. PROYECTO PROYECTOS MONTO TOTAL (B/.) 1 Sem Sem Sem Sem Sem Sem Sem Sem Sem Sem 2021 ADMINISTRACIÓN CND ADQUISICIÓN DE EQUIPOS ,00 0, ,00 0, ,00 0,00 0,00 0, ,00 0,00 0,00 1 Reemplazo Flota Vehicular , , ,00 0, ,00 0,00 Mejoras al Edificio ,00 0, ,00 0, ,00 0, ,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1 Cambio Piso Falso de la Sala de Despacho , , ,00 2 Sistema de control de acceso y video vigilancia para el edificio del CND , ,00 3 Muro Anti inundación , , ,00 INVERSIONES SCADA ,00 0, ,00 0, ,00 0, ,00 0, , ,00 0,00 1 Actualización Hw/Sw y Apps SCADA escalonado a partir del 5to año de operación (desde 2014) , ,00 2 Sintonización SCADA , , , , , ,00 3 Mejoras al sistema de Video Proyección Magnificada en la Sala de Despacho (video wall) , , , ,00 4 Centro de Despacho Alterno para emergencias y Salón de Simulación para entrenamiento de despachadores , ,00 Mejoras al Equipo Informático y Otros ,00 0, ,00 0, ,00 0, ,00 0, , ,00 0,00 1 Sala de Conferencias Inalámbrica 7.000, ,00 2 Actualización de sistemas de Video Conferencias , ,00 3 Adecuación de la plataforma WAMS de Elpros, adicionando 15 PMUs , ,00 Adición de Almacenamiento (Storage) para respaldo de información en la plataforma operativa , ,00 comercial BDI 5 Renovación de la plataforma web CND para publicación e intercambio de información con los agentes robusteciendo la seguridad informática , ,00 6 Actualización de equipos de usuarios, laboratorios de simulación y licencias de programas , , , , , ,00 7 Finalizar procesos comerciales en la nueva plataforma operativa comercial BDI , , ,00 Equipos Auxiliares para asegurar la confiabilidad y transparencia en la operación integrada ,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0, ,00 0, , ,00 0,00 1 Reemplazo de UPS de 80 KVA , ,00 2 Unidad Enfriadora de Agua (Chiller) , ,00 3 Sistema de Extinción de llamas en el Generador Eléctrico y Cuarto de Baterías , , ,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0, ,00 0,00 0,00 Equipamiento SMEC 1 Patrón Portátil , ,00 2 Generador Portátil , ,00 3 Analizador de Transformadores , ,00 Mejoras para el Cumplimiento de los Objetivos previstos en la Operación Integrada y la Administración del Mercado ,00 0, , , ,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1 Consultoría Plan Estratégico , Mejorara en la Atención de Reclamos y Consultas , ,00 3 Plan de Continuidad de Negocio 0, Creación de Indicadores de la Operación Integrada e Integración en la BDI , , ,00 Adquisición de herramientas y consultorías para apoyo en la operación ,00 0,00 0,00 0, ,00 0, ,00 0, ,00 0,00 0,00 Metodología yensayos de campo, para la validación yhomologación de los parámetros y modelos de , , ,00 equipos de control en las unidades de generación del plantel de generación nacional. Adquisición de licencias del programa simulaciones eléctricas DSATOOLS con los módulos 2 0,00 0,00 0,00 0,00 TSAT/VSAT/SSAT/PSAT para realizar estudios de las oscilaciones de potencia en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y en el Sistema Eléctrico Regional (SER). 3 Adquisición de licencias del programa de optimización matemática aplicada (MATLAB y SIMULINK) , ,00 4 Adquisición de un módulo de simulación ASPEN Oneliner , ,00 Revisión de la implementación de los programas de aplicación Nostradamus ygenops del SCADA ABB , , ,00 para la programación del despacho. TOTALES ,00 0, , , ,00 0, ,00 0, , ,00 0,00 Fuente: Elaboración propia en base a Plan de Inversiones ETESA/CND INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 52

53 Como resultado del ajuste propuesto de incorpora un Plan de Inversiones para el CND con una reducción del 30% (reduciendo el monto de las inversiones de unos B./ 6,5 Millones a B./ 4,1 Millones) respecto del Plan de Inversiones presentado en el proceso de revisión tarifaria. 3. IMP RELACIONADO AL SERVICIO DE OPERACIÓN INTEGRADA Se calcula el IMP para el Servicio de Operación Integrada (SOI) en base tanto a los gastos operativos como a los planes de inversiones propuestos por dichas dependencias de ETESA y al análisis de dichos planes desde una óptica de comparables, eficiencia y sustento presupuestario acorde a lo normado por el Reglamento de Transmisión. Cuadro N 51: IMP para el Servicio de Operación Integrada de ETESA SERVICIO DE OPERACIÓN INTEGRADA (SOI) Centro Nacional de Despacho 3,968 4,611 5,837 4,637 4,111 Hidrometeorología 3,223 3,405 2,347 1,573 2,173 Total 7,191 8,017 8,185 6,210 6,284 Fuente: Elaboración propia en base a Modelo IMP (Cifras en miles de B/) INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 53

54 PARTE III: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO CONSOLIDADO PARA EL PERIODO TARIFARIO Finalmente se determina el IMP consolidado y en base a los componentes anteriormente desglosados y detallados. Como se observa, se determina en este caso el IMP existente del Sistema Principal de Transmisión asignado a la Generación y Demanda y el IMP existente asignado solo a la Demanda que corresponde al proyecto de la Tercera Línea de Transmisión, sin considerar las adiciones previstas en el Plan de Expansión presentado por ETESA. Adicionalmente se incluyen las componentes del IMP de ETESA a saber: Sistema de Conexión Hidrometeorología y Centro Nacional de Despacho En los cuadros siguientes se resumen los resultados finales, tanto por año calendario como por año tarifario. También se calcula el Valor Presente Neto (VPN) de los valores anuales el cual constituye el monto total a reconocer, a valor presente, para todas las actividades de ETESA durante el periodo tarifario que va del 1 de julio de 2017 al 30 de junio de Cuadro N 52: IMP por año calendario sin Considerar las Adiciones al Plan de Expansión del SPT ACTIVOS EXISTENTES. Asignados a G y D Operación y Mantenimiento B/.MILES 15,768 15,768 15,768 15,768 15,768 Administración B/.MILES 6,316 6,316 6,316 6,316 6,316 Depreciación B/.MILES 15,474 15,474 15,474 15,474 15,474 Rentabilidad sobre Activos B/.MILES 15,851 14,650 13,449 12,248 11,047 Generación Obligada B/.MILES Estudio PEST y por gestión de compra de potencia y energía B/.MILES Total 53,424 52,338 51,137 49,936 48,620 ACTIVOS EXISTENTES. Asignados a D Operación y Mantenimiento B/.MILES 3,418 6,821 6,821 6,821 6,821 Administración B/.MILES 1,369 2,732 2,732 2,732 2,732 Depreciación B/.MILES 6,031 12,036 12,036 12,036 12,036 Rentabilidad sobre Activos B/.MILES 13,434 26,341 25,407 24,473 23,539 Crédito por Restricción Tercera Línea B/.MILES - 16,000 16,000 16,000 - Estudio PEST y por gestión de compra de potencia y energía B/.MILES Total 24,251 63,930 62,996 62,062 45,128 CONEXIÓN Operación y Mantenimiento B/.MILES 1,295 1,375 1,500 1,541 1,597 Administración B/.MILES Depreciación B/.MILES 834 1,030 1,151 1,200 1,275 Rentabilidad sobre Activos B/.MILES 1,146 1,396 1,807 1,879 2,007 Total 3,794 4,351 5,059 5,237 5,519 SERVICIO DE OPERACIÓN INTEGRADA (SOI) Centro Nacional de Despacho B/.MILES 3,968 4,611 5,837 4,637 4,111 Hidrometeorología B/.MILES 3,223 3,405 2,347 1,573 2,173 Total 7,191 8,017 8,185 6,210 6,284 Fuente: Elaboración propia en base a Modelo IMP (Cifras en miles de B/) INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 54

55 Cuadro N 53: IMP del SPT Existente y Anualizado para el Período Tarifario INGRESO ANUAL PERMITIDO EXISTENTE (Año Tarifario) jul17-jun18 jul18-jun19 jul19-jun20 jul20-jun21 IPSPEGyD. EXISTENTE B/.MILES 52,881 51,737 50,537 49,278 IPSPED. EXISTENTE B/.MILES 44,090 63,463 62,529 53,595 IPSPEGyD. EXISTENTE. CONSTANTE B/.MILES 51,220 51,220 51,220 51,220 IPSPED. EXISTENTE. CONSTANTE B/.MILES 55,642 55,642 55,642 55,642 Fuente: Elaboración propia en base a Modelo IMP Cuadro N 54: IMP por año tarifario anualizado del periodo de julio de 2017 a junio de 2021 INGRESO ANUAL PERMITIDO (Año Tarifario) jul17-jun18 jul18-jun19 jul19-jun20 jul20-jun21 SISTEMA PRINCIPAL Asignado a G y D IPSPEGyD. EXISTENTE B/.MILES 51,220 51,220 51,220 51,220 SISTEMA PRINCIPAL Asignado a D IPSPED. EXISTENTE B/.MILES 55,642 55,642 55,642 55,642 CONEXIÓN B/.MILES 4,073 4,705 5,148 5,378 SERVICIO DE OPERACIÓN INTEGRADA Centro Nacional de Despacho B/.MILES 4,290 5,224 5,237 4,374 Hidrometeorología B/.MILES 3,314 2,876 1,960 1,873 SOI TOTAL B/.MILES 7,604 8,101 7,198 6,247 IMP EXISTENTE TOTAL B/.MILES 118, , , ,487 Fuente: Elaboración propia en base a Modelo IMP (Cifras en miles de B/) Cuadro N 55: VPN del IMP para el Período Tarifario VPN del IMP (Año Tarifario) (A comienzos del período tarifario) VPN jul17-jun18 jul18-jun19 jul19-jun20 jul20-jun21 SISTEMA PRINCIPAL Asignado a G y D IPSPEGyD. EXISTENTE B/.MILES 177,052 49,341 45,788 42,491 39,431 SISTEMA PRINCIPAL Asignado a D - IPSPED. EXISTENTE B/.MILES 192,337 53,601 49,741 46,159 42,835 CONEXIÓN B/.MILES 16,540 3,923 4,206 4,271 4,140 SERVICIO DE OPERACIÓN INTEGRADA - Centro Nacional de Despacho B/.MILES 16,515 4,132 4,670 4,345 3,367 Hidrometeorología B/.MILES 8,832 3,193 2,571 1,626 1,442 SOI TOTAL B/.MILES 25,347 7,325 7,242 5,971 4,809 IMP EXISTENTE TOTAL B/.MILES 411, , ,977 98,892 91,216 Fuente: Elaboración propia en base a Modelo IMP INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 55

56 ANEXOS ANEXO I: EVALUACIÓN DE LA EMPRESA COMPARADORA PARA TRANSMISIÓN ANEXO II: RETORNO SOBRE EL CAPITAL PARA LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN EN PANAMÁ ANEXO III: ANÁLISIS PARA DETERMINAR LA EMPRESA COMPARADORA PARA EL CND Y GASTOS A RECONOCER INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 56

57 ANEXO I EVALUACIÓN DE LA EMPRESA COMPARADORA PARA TRANSMISIÓN 1. INTRODUCCIÓN De acuerdo a la regulación establecida un paso importante en el proceso de determinación del Ingreso Máximo Permitido para la empresa ETESA lo constituye la determinación de la empresa comparadora a utilizar. El Reglamento de Transmisión establece en su artículo 180 que se deben definir indicadores para la empresa comparadora, llamados Comparadores, los cuales serán parte del cálculo del IMP para la Empresa de transmisión Eléctrica. Asimismo, establece que los indicadores que se aplican en un periodo tarifario permanecerán vigentes en los siguientes periodos tarifarios hasta que no haya indicaciones fehacientes de que se deben modificar los mismos. A continuación, se aborda el análisis para determinar dichos comparadores. 2. MARCO LEGAL PARA LA DETERMINACIÓN DE LA EMPRESA COMPARADORA El Reglamento de Transmisión establece: Artículo 179. Se seleccionará una o más empresas comparadoras con el fin de medir la eficiencia en la gestión de la Empresa de Transmisión, tal como lo establece el Artículo 96 del Texto Único de la Ley 6. Se definirán indicadores para la o las empresas comparadoras llamados Comparadores. Los Comparadores serán parte de los elementos para el cálculo del Ingreso Máximo Permitido de la Empresa de Transmisión. Los Indicadores que se aplican en un Periodo Tarifario permanecerán vigentes en los siguientes periodos tarifarios hasta que no haya indicaciones fehacientes de que se deben modificar, en cuyo caso se deberá efectuar un nuevo análisis de los mismos. Artículo 180 Los indicadores de costos eficientes para el Sistema Principal de Transmisión y para el de Conexión utilizados para calcular el Ingreso Máximo Permitido de la Empresa de Transmisión son: a) Costos de operación y mantenimiento como porcentaje del activo fijo bruto eficiente del sistema principal de transmisión y de conexión, (OMT% M* ), calculados sobre la base de los respectivos costos de la o las Empresas Comparadoras. b) Los costos de administración como porcentaje del activo fijo bruto eficiente del sistema principal de transmisión y de conexión, (ADMT% M* ), calculados sobre la base de los respectivos costos de la o las Empresas Comparadoras. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 57

58 Artículo 181 Los indicadores OMT% M* y ADMT% M* de la o las Empresas Comparadoras permanecerán constantes a lo largo de todo el período tarifario. Artículo 182 Los activos eficientes para el cálculo de los costos de operación, mantenimiento y administración serán determinados a partir del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de los activos del sistema principal de transmisión y de conexión. En consecuencia, a continuación se llevan a cabo los análisis para la selección de la empresa comparadora y la determinación de los comparadores que se propone aplicar a ETESA. 3. CONVERSIÓN DE COSTOS Y VNR A BALBOAS A los fines de determinar los ratios comparadores que serán aplicados a ETESA es preciso referenciar los valores económicos de otras empresas potencialmente comparadoras al mercado de Panamá. Para poder establecer una relación de los costos de empresas de otros países que sea válida para aplicar a una empresa en Panamá, resulta necesario convertir esos valores a la moneda local (Balboas). A los fines de esa conversión se utilizará el esquema ya utilizado en la determinación del IMP de distribución y de transmisión. Este proceso se detalla a continuación. A fin de convertir magnitudes económicas entre países, se sigue la metodología recomendada por el Instituto de Investigaciones Tecnológicas de la Universidad Pontificia de Comilla (IIT) en el Documento N IIT-PA06-Parte II del 28 de Julio de 2004 elaborado para la Dirección de Electricidad del Ente Regulador de los Servicios Públicos de Panamá (ASEP) denominado Establecer la metodología para estimar la base de capital inicial de las empresas de distribución eléctrica a ser utilizada en los próximos períodos tarifarios. Previo al proceso de referenciación de costos, el costo a referenciar se divide en: Materiales y Mano de Obra. Bajo tales conceptos se debe agrupar todo aquel directamente relacionado. Por ejemplo, en Mano de Obra se deben agrupar no sólo remuneraciones sino también cargas sociales, vacaciones, etc. Para los Materiales se debe incluir, además del costo de adquisición, todos los gastos anteriores a la instalación de los mismos (transporte hasta almacenes, almacenaje, transporte hasta la obra, costos administrativos imputados a la adición del activo, etc.). Por otro lado, entre los materiales es preciso diferenciar entre aquellos de producción nacional de aquellos importados. En función de esta desagregación se determina para cada rubro el factor de conversión que se describe a continuación. 1. Costos de Mano de Obra El factor de conversión se calcula como: Siendo: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 58

59 = Moneda del país al que se adopta como referencia (balboas), = Moneda del país de origen de los datos, = Costo de Mano de Obra para el país de moneda, = Costo de Mano de Obra para el país de moneda, = Costo Laboral Relativo entre el país de moneda y el país de moneda. Se obtiene a partir de: Siendo: = Remuneración Total de la mano de obra del país de moneda, = Remuneración Total de la mano de obra del país de moneda, = Producto Bruto Interno a costo de factores del país de moneda, = Producto Bruto Interno a costo de factores del país de moneda, = Paridad del Poder Adquisitivo del país de moneda con el país de moneda. 2. Costos de Materiales Para los materiales locales se aplica la siguiente expresión: Siendo: = Costo de Materiales para el país de moneda, = Costo de Materiales para el país de moneda, Mientras que para los materiales comercializables internacionalmente se considera directamente el tipo de cambio: Siendo: = Tipo de cambio del país de moneda con respecto del país de moneda. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 59

60 3. Valores considerados en la conversión La siguiente tabla muestra los valores empleados para la conversión a balboas de valores en otras monedas. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 60

61 Cuadro N 2: Variables económicas de diferentes países para conversión País Indicador Unidades Fuente de datos Variable millones de Balboas a PBIpc precios corrientes , , , ,3 1 PIB a precios de comprador Panamá Chile Colombia Perú PBIcf millones de Balboas a precios corrientes , , , ,8 1 PIB a precios de comprados - impuestos indirectos + subsidios PPA Balboas por dólar 0,57 0,59 0,60 0,60 2 Implied PPP conversion rate Remuneración Asalariados millones de Balboas a precios corrientes , , , ,4 1 Remuneración de los asalariados Tasa de cambio a mitad de año Balboas por dólar Official exchange rate (LCU per US$, 3 period average) millones de pesos a precios PIB a precios corrientes, referencia PBIpc corrientes millones de pesos a precios PIBpc - impuestos netos de PBIcf corrientes subvenciones PPA 345,68 346,99 360,74 372,02 2 Implied PPP conversion rate Remuneración Asalariados millones de pesos a precios corrientes Tasa de cambio a mitad de año 486,47 495,27 570,35 654,12 Official exchange rate (LCU per US$, 3 period average) millones de pesos a precios PIB a precios corrientes, referencia PBIpc corrientes millones de pesos a precios PIB menos impuestos más PBIcf corrientes subvenciones PPA pesos por dólar Implied PPP conversion rate Remuneración millones de pesos a precios Asalariados corrientes Remuneración a los asalariados Tasa de cambio a mitad Official exchange rate (LCU per US$, de año pesos por dólar period average) Millones de nuevos soles a Producto Bruto Interno (valores a PBIpc precios corrientes precios corrientes) Millones de nuevos soles a Valor Agregado Bruto (valores a PBIcf precios corrientes precios corrientes) PPA nuevos soles por dólar 1,512 1,508 1,56 1,588 2 Implied PPP conversion rate Remuneración Millones de nuevos soles a Remuneraciones (valores a precios Asalariados precios corrientes corrientes) INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 61

62 País Indicador Unidades Fuente de datos Variable Tasa de cambio a mitad Official exchange rate (LCU per US$, de año nuevos soles por dólar 2,64 2,70 2,84 3,18 3 period average) Fuentes: 1 - República de Panamá. Contraloría General de la República. Instituto Nacional de Estadísticas y Censos. Publicación: Avance de Cifras Anual y Trimestral del Producto Interno Bruto de World Economic Outlook Database, April World Development Indicators, Data Bank, World Bank 5 - República de Chile. Banco Central de Chile 6 - República de Colombia. Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE) 7 - República del Perú. Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI) INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 62

63 4. Ponderadores usados en conversión Para calcular los costos y VNR ajustados se deben sumar los costos ajustados según las expresiones anteriores. Dado que los valores nominales de cada componente de costo no se conocen en todos los casos, fue necesario suponer una composición preestablecida. Para ello se supuso que los materiales tienen la siguiente composición de materiales nacionales. Cuadro N 3: Participación de los Materiales Nacionales respecto del total de Materiales VNR 60% Administración 70% Operación y Mantenimiento 60% Fuente: Elaboración propia Estos porcentajes corresponden a los considerados en la Revisión Anterior y que estuvieran basados en el análisis de ciertas estructuras de costos considerando la disponibilidad de materiales nacionales. En cuanto a la participación de los costos de mano de obra se siguieron los siguientes criterios: VNR: se empleó el porcentaje determinado en la anterior Revisión Tarifaria de Distribución (54,09%) Costos de Administración, Operación y Mantenimiento: los porcentajes que surgen de los Estados Financieros de cada empresa considerada 4. ANÁLISIS DE LA GESTIÓN DE LA COMPARADORA ACTUAL Transelec es la principal transportista en alta tensión de Chile operando líneas y subestaciones en 500 kv y 220 kv. Las instalaciones de Transelec consisten en kilómetros de líneas de transmisión de simple y doble circuito, y conforman los dos principales sistemas interconectados de Chile: en el Norte Grande, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y en la zona que va desde Tal Tal hasta la isla de Chiloé el Sistema Interconectado Central (SIC). La capacidad total de transformación es de MVA, distribuida en 57 subestaciones, considerando todas aquellas donde Transelec es propietaria, arrendataria, usufructuaria o que explota, a cualquier título. El marco regulatorio que determina el funcionamiento del segmento de transmisión en Chile, se basa en el Decreto con Fuerza de Ley N 4 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción de 2006, que fija la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE). La LGSE y su normativa complementaria, determinan las normas técnicas y de seguridad por las cuales debe regirse cualquier instalación eléctrica en Chile, y en particular regula las actividades de generación, transporte y distribución, las concesiones y servidumbres eléctricas y las tarifas aplicables a cada segmento, así como el organismo encargado de coordinar la operación del sistema y su funcionamiento conforme a las condiciones de calidad y seguridad de las instalaciones y las relaciones de las empresas y particulares con el Estado. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 63

64 Recientemente, a través de la Ley Nº /2016, la LGSE ha tenido una reforma importante en la que se establece un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea un organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional. Las modificaciones incorporadas han sido: 1. Nueva definición funcional de los Sistemas de Transmisión. 2. Nuevo proceso de Planificación Energética de largo plazo y Planificación de la Transmisión. 3. Nuevo esquema de tarificación y remuneración de los distintos segmentos del Sistema de Transmisión. 4. Definición preliminar de trazados de líneas de transmisión para determinadas obras nuevas, a través de un Procedimiento de Estudio de Franja, a cargo del Ministerio de Energía. 5. Nuevo régimen de Acceso Abierto universal. 6. Nueva normativa de compensaciones a usuarios finales por indisponibilidades no autorizadas de suministro, en base a estándares de seguridad y calidad previamente establecidos. 7. Crea un nuevo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante el Coordinador, que reemplaza a los antiguos Centros de Despacho Económico de Carga (CDECs). Según el actual marco legal se definen los siguientes sistemas de transmisión: Sistemas de Transmisión Nacional: permite la conformación de un mercado eléctrico común, interconectando los demás segmentos de la transmisión. Sistemas de Transmisión Zonales: instalaciones dispuestas esencialmente para el abastecimiento de clientes regulados, territorialmente identificables ubicados en zonas de concesión de empresas distribuidoras. Sistemas de Transmisión para Polos de Desarrollo: destinadas a transportar la energía eléctrica generada en un mismo polo de desarrollo, hacia el sistema de transmisión. Sistemas de Transmisión Dedicados: líneas y subestaciones eléctricas radiales, que encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están dispuestas esencialmente para el suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios o para inyectar la producción de las centrales generadoras al sistema eléctrico. Asimismo, pertenecerán aquellas instalaciones enmalladas que estén dispuestas esencialmente para el suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios o para inyectar la producción de las centrales generadoras al sistema eléctrico, y adicionalmente se verifique que su operación no produce impactos o modificaciones significativas en la operación del resto del sistema. Respecto de los tres primeros sistemas, las tarifas son fijadas por el Ministerio de Energía y se establece un régimen de acceso abierto universal y en condiciones no discriminatorias. Para las instalaciones de transmisión de Sistemas Dedicados, se debe proporcionar acceso siempre que exista capacidad técnica de transmisión disponible determinada por el Coordinador, sin perjuicio de la capacidad contratada o de los proyectos propios que se hayan contemplado fehacientemente al INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 64

65 momento de la solicitud de uso del tercero interesado. Además, la normativa vigente fija los criterios y procedimientos mediante los cuales se determina la retribución que el propietario de las instalaciones de transmisión tendrá derecho a percibir. En consecuencia, las instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal, de Subtransmisión y Adicional existentes a la fecha de publicación de la nueva Ley N /2016 pasaron a formar parte del Sistema de Transmisión Nacional, Zonal y Dedicado, respectivamente. Los ingresos por instalaciones existentes del Sistema de Transmisión Nacional, Zonal y para Polos de Desarrollo están constituidos por el Valor Anual de la Transmisión por Tramo (VATT), que se calcula sobre la base de la Anualidad del Valor de la Inversión (AVI), más los Costos de Operación, Mantenimiento y Administración (COMA) para cada uno de los tramos que conforman dichos sistemas. Asimismo, los ingresos por uso de las instalaciones de transmisión dedicada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios están constituidos por una proporción de su VATT asignable a dichos usuarios. Los tramos que conforman estos sistemas y su correspondiente VATT son determinados cada cuatro años por la Comisión Nacional de Energía (CNE). Como resultado de este proceso, la CNE elabora un informe técnico y en base a éste el Ministerio de Energía fijará las tarifas para el próximo cuatrienio del Sistema de Transmisión Nacional, Zonal y para Polos de Desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios. Durante los años 2014 y 2015 se desarrolló el tercer Estudio de Transmisión Troncal (ahora Transmisión Nacional), que tuvo como objetivo servir de base para la fijación de las tarifas troncales para el cuatrienio Sin embargo, la aplicación de estas tarifas se pospuso para el período , aplicándose durante 2015 las tarifas vigentes hasta ese momento. Durante los años 2014 y 2015 se realizaron los estudios para la determinación del Valor Anual de los Sistemas de Subtransmisión (ahora Transmisión Zonal), en base a los cuales se debían fijar las tarifas para los cinco sistemas de subtransmisión establecidos en el SIC y para el único sistema de subtransmisión del SING que regirían para el período Al igual que con el Sistema Troncal, se postergó la entrada en vigencia de las nuevas tarifas, posponiéndose éstas para el cuatrienio y, en consecuencia, las tarifas de subtransmisión para el año 2015 fueron iguales a las del año anterior. Previamente a la Ley Nº /2016, el sistema de transmisión estaba compuesto por: Sistemas de Transmisión Troncal, Sistemas de Subtransmisión y Sistemas Adicionales Para los sistemas Troncal y Subtransmisión la remuneración se determinaba de manera similar a la ya explicada para los Sistemas Nacional y Zonales. Los ingresos de las instalaciones adicionales se INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 65

66 obtienen a partir de lo previsto en los contratos de transporte entre los usuarios y el propietario de las instalaciones, y normalmente se establece mediante el cálculo del AVI+COMA de acuerdo entre las partes. El Valor de las Instalaciones (VNR) de Transelec establecido por la Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE) se resume en el siguiente cuadro: Cuadro N 4: VNR de Transelec (US$) Concepto Sistema Troncal SIC SING Subtotal Sistema Zonal Transelec Norte Transelec Subtotal Sistema Dedicado Transelec Norte Transelec Subtotal Fuente: Informe Técnico para la Determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión troncal, Cuadrienio Aprobado por Res. Exenta CNE 316/2015. Informe Técnico Definitivo. Determinación del Valor Anual de los Sistemas de Transmisión Zonal y Transmisión Dedicada. Bienio Aprobado por Res. Exenta CNE 14/2017. Los valores anteriores se encuentran en dólares de diciembre de Debido a que las instalaciones consideradas en los estudios de transmisión no corresponden a la misma fecha (las del Sistema Troncal son de 2013 y las del Sistema Zonal y Dedicado de 2015) se ajustaron los valores de los Sistemas Zonal y Dedicado de acuerdo a la evolución del VNR que presenta Transelec en su propio balance. De esta manera se obtuvo estimaciones del VNR para 2013, 2014 y Cuadro N 5: VNR de Transelec estimado por la propia empresa (US$) Concepto Total 3.294, , , ,00 Fuente: Transelec. Memoria Anual. Varios años El VNR para 2013 ajustando luego los valores de Transmisión Zonal y Dedicada son los siguientes: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 66

67 Cuadro N 6: VNR de Transelec estimado (US$ y millones $) Concepto 2013 Sistema Troncal US$ Millones $ SIC SING Subtotal Sistema Zonal Transelec Norte Transelec Subtotal Sistema Dedicado Transelec Norte Transelec Subtotal Total Fuente: Elaboración propia El tipo de cambio empleado corresponde al de diciembre de 2013 (promedio) publicado por el Banco Central de Chile. En cuanto a los costos operativos, de acuerdo a los Estados Financieros de Transelec, éstos están compuestos de la siguiente manera: Cuadro N 7: Costos Transelec (millones de $) Concepto Costos de Ventas Costos Fijos Depreciación Gastos de Administración Gastos Fijos Depreciación Total Gastos Administración netos de depreciación Costos Operación netos de depreciación Total neto de depreciación Fuente: Transelec. Análisis razonado de los Estados Financieros. Varios años A partir de los valores del VNR y de los costos operativos y del proceso de homologación de costos se obtuvieron los ratios comparadores de Transelec. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 67

68 Cuadro N 8: Ratios Comparadores. Transelec Concepto unidad 2013 VNR eléctrico (miles de balboas) Gastos Administración (miles de balboas) Costos Operación (miles de balboas) ADMT%M* (ADM/VNR) 0,79% OMT%M* (OyM/VNR) 1,83% AOYM/VNR 2,62% Fuente: Elaboración propia en base a Estados Financieros Transelec 5. ANÁLISIS DE EMPRESAS ALTERNATIVAS 1. ISA-Intercolombia Otra de las empresas consideradas en la Revisión Tarifaria anterior como posible comparadora fue ISA (Interconexión Eléctrica S.A.) de Colombia. En 2016 la empresa opera aproximadamente km con tensiones entre 500 y 110 kv en 75 subestaciones transformadoras. A fines de 2013 la empresa fue reestructurada. Como consecuencia de lo anterior fue creada la subsidiaria INTERCOLOMBIA cuya misión es la administración, operación y mantenimiento de los activos eléctricos y no eléctricos, propiedad de ISA. Debido a ello, el VNR corresponde a lo informado por la casa matriz ISA mientras que los costos operativos son los que informe la subsidiaria INTERCOLOMBIA. La última valuación disponible del VNR se presenta en los Estados Financieros de 2014 de la casa matriz ISA. En la siguiente tabla se presenta el valor del VNR para el período : Cuadro N 9: VNR ISA. Millones $ colombianos Concepto Líneas de transmisión 2,596,647 2,538,359 2,619,292 Subestaciones de transmisión 1,725,214 1,794,357 1,977,194 Terrenos 165, , ,568 Edificios 204, , ,774 Telecomunicaciones usufructo 79,199 73,596 34,847 Vehículos 3,594 3,470 3,281 Total VNR 4,774,083 4,800,844 5,096,956 Total VNR Eléctrico 4,321,861 4,332,716 4,596,486 Fuente: Estados Financieros ISA Por su parte, los costos operativos surgen de la contabilidad regulatoria publicada por el SUI. La información publicada por el SUI separa los costos correspondientes a la actividad principal de INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 68

69 INTERCOLOMBIA de los relacionados con otras actividades diferentes a la operación y mantenimiento de las instalaciones de ISA. Los estados financieros publicados por INTERCOLOMBIA no muestran esta apertura por lo que no han sido utilizados. La información más reciente disponible en el SUI de los costos de INTERCOLOMBIA corresponde a 2014 (y única adicionalmente, por tratarse del primer ejercicio completo de la recién creada empresa). El detalle de los costos se muestra en la siguiente tabla: Cuadro N 10: Costos Intercolombia (actividad energía) (millones de $ colombianos) Concepto 2014 Concepto incluido Gastos 49,107 Administración 36,112 Sueldos y salarios 16,580 X Contribuciones imputadas 1,522 X Contribuciones efectivas 3,930 X Aportes sobre la nomina 441 X Generales 13,450 X Impuestos contribuciones y tasas 190 Provisiones agotamiento depreciaciones y amortizaciones 12,888 Provisión para obligaciones fiscales 12,888 Otros gastos 107 Intereses 0 Ajuste por diferencia en cambio 91 Financieros 16 Extraordinarios 0 Gastos asignados a costos de producción y o a servicios 0 Costos de producción 943,734 Servicios personales 49,422 X Generales 5,674 X Arrendamientos 745 X Contribuciones y regalías 94,009 Órdenes y contratos de mantenimiento y reparaciones 47,011 X Honorarios 7,617 X Servicios públicos 639 X Otros costos de operación y mantenimiento 10,279 X Seguros 498 X Impuestos 2,428 Órdenes y contratos por otros servicios* 725,413 Gastos Administración 35,922 Costos de Operación 121,884 Total CAOYM 157,806 INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 69

70 *Corresponde al costo por la liquidación de las utilidades de contrato de cuentas en participación A los fines de determinar los ratios comparadores de ISA es preciso convertir los valores en moneda colombiana a Balboas comparables. Para ello se empleó el proceso de homologación descrito. Los valores resultantes luego del ajuste son los siguientes: Cuadro N 11: Ratios Comparadores. ISA Concepto unidad 2014 VNR eléctrico (miles de balboas) 2,073,370 Gastos Administración (miles de balboas) 15,912 Costos Operación (miles de balboas) 53,524 ADMT%M* (ADM/VNR) 0.77% OMT%M* (OyM/VNR) 2.58% AOYM/VNR 3.35% Fuente: Elaboración propia 2. Red de Energía del Perú SA. (Perú) Dentro de los países en los que se calcula el VNR de las empresas de transmisión se encuentra Perú. El sistema de transmisión eléctrica de Perú está constituido por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). El sistema troncal de transmisión opera a 220 kv y 500 kv, los sistemas de transmisión secundarios y complementarios están conectados a 220 kv, 138 kv y 60 kv. Según la Ley N de julio de 2006 se establece que el Sistema de Transmisión del SEIN se encuentra integrado por cuatro categorías de instalaciones: Sistema Garantizado de Transmisión (SGT). Corresponde a instalaciones cuya puesta en operación comercial es posterior a la Ley N (2006) y está constituido por instalaciones del Plan de Transmisión cuya concesión y construcción resultan de un proceso de licitación pública. Sistema Complementario de Transmisión (SCT). Corresponde a instalaciones cuya puesta en operación comercial es posterior a la Ley N (2006) y está conformado por instalaciones que son parte del Plan de Transmisión, cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes, o aprobadas por OSINERGMIN, mediante el Plan de Inversiones que resulte de un estudio de planeamiento. Sistema Principal de Transmisión (SPT). Constituido por instalaciones cuya puesta en operación comercial se produjo antes de la promulgación de la Ley N Es la parte del sistema de transmisión, común al conjunto de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica. Sistema Secundario de Transmisión (SST). Constituido por instalaciones cuya puesta en operación comercial se produjo antes de la promulgación de la Ley N Es la parte del INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 70

71 sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal. Se analizó la posibilidad de incorporar a la principal empresa de transmisión de Perú: Red de Energía del Perú S.A. (REP). REP es la principal empresa de transmisión de Perú. Se especializa en la construcción, operación y mantenimiento de redes de transmisión en alta tensión. Gestiona a dos empresas del sector: Consorcio Transmantaro e ISA Perú. Las tres son empresas de Interconexión Eléctrica S.A. ISA. REP cuenta con 46 subestaciones 7 y 6.230,9 kilómetros de circuitos de transmisión de 220, 138 y 60 kv, que unen a 19 departamentos del país. Además, posee 2, MVA de capacidad de transformación operativa y MVA de capacidad de transformación de reserva. REP presta los servicios de O&M de las líneas de transmisión de energía a CTM e ISA Perú. Consorcio Transmantaro S.A. (CTM) es concesionaria de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, responsable de unir el Sistema Interconectado Centro - Norte con el Sistema Interconectado Sur. CTM se dedica a la construcción, operación y mantenimiento de redes de transmisión de energía y desarrollo de sistemas. CTM soporta sus actividades de operación y mantenimiento mediante contratos de servicios de operación y mantenimiento con la empresa Red de Energía del Perú. CTM cuenta con 9 subestaciones y km de circuitos de líneas de transmisión en 500, 220 y 138 kv. Además, posee MVA de capacidad de transformación operativa y 688 MVA de capacidad de transformación de reserva. Por su parte, ISA Perú cuenta con la concesión para la construcción, suministro y operación de las líneas de transmisión eléctricas Oroya Carhuamayo Paragsha - Vizcarra a 220 kv y Aguaytía - Pucallpa a 138 kv, con sus correspondientes subestaciones. La operación y el mantenimiento de ISA Perú es realizada por Red de Energía del Perú. Los servicios de operación y mantenimiento de los equipos de ISA PERÚ son ejecutados por Red de Energía del Perú S.A. en virtud de un contrato. El sistema de ISA Perú consta de cuatro líneas de transmisión de simple terna en 220 kv, que unen las subestaciones Pachachaca, Oroya Nueva, Carhuamayo, Paragsha y Vizcarra. Con una longitud de 262 km a 220 kv, cruzan los departamentos de Junín, Pasco y Huánuco. Consta, además, de una línea de transmisión de simple terna en 138 kv, que interconecta las subestaciones de Aguaytía y Pucallpa, con una longitud de 131 km; y de seis subestaciones en niveles de 220, 138 y 60 kv. En conjunto REP opera una red de subestaciones eléctricas de aproximadamente kilómetros de líneas con tensiones entre 60 y 500 kv y 60 subestaciones que abarcan 21 regiones de Perú. 7 Información correspondiente a INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 71

72 De la anterior descripción de la organización de REP se infiere que se trata en realidad de un sistema integrado por las tres empresas pertenecientes a ISA (REP, CTM e ISA Perú). Cada una de estas empresas cuenta con una estructura central en las que se desarrollan actividades de diversa índole (administrativas, logísticas, financieras, comerciales, etc.); mientras que la gran mayoría de las actividades de operación y mantenimiento las realiza la casa central, REP. En Perú el cálculo de las remuneraciones de los sistemas de transmisión no se realiza dentro del mismo procedimiento: En el caso del SPT y SGT, la remuneración se calcula anualmente con la Fijación de Precios en Barra Mientras que la revisión tarifaria del SST y SCT se realiza cada cuatro años con la Fijación de Peajes y Compensaciones (anualmente se realiza un ajuste por inflación). El primer proceso tarifario se llevó a cabo para el período para el que se determinó el VNR de todas las instalaciones. En los restantes procesos sólo se ajustan los peajes y compensaciones correspondientes al SST según la inflación, las bajas de instalaciones y las inversiones. Atento a lo anterior y a que el proceso tarifario 2017 se encuentra aún en curso en OSINERG, se optó por considerar la información correspondiente al proceso tarifario Los valores del VNR son fijados en dólares estadounidenses. El siguiente cuadro muestra los valores del VNR en 2013 para cada empresa y de los diferentes sistemas. Cuadro N 12: VNR de REP (US$, 2013) Concepto REP CTM ISA Perú REP holding SPT y SGT SST y SCT Total Fuentes: Para el SPT y SGT: Informe N GART. Fijación Precios de Barra mayo 2013-abril Para el SST y SCT de ISA: Informe N GART. Estudio para la Modificación de las Tarifas y Compensaciones en el SST de ISA PERÚ S.A. y REDESUR S.A. (Liquidación Anual de los Ingresos de los Contratos tipo BOOT 2013) Para el SST y SCT de REP: Informe Nº GART. (Proceso de Regulación de SST y SCT (período noviembre 2009 abril 2013)) a partir del Estudio Técnico-Económico de Tarifas y Compensaciones de los SST de REP , REP. En el caso del SPT y SGT de ISA Perú como el VNR fue fijado en 2010, se ajustó el valor calculado para dicho año por el índice de precios establecido contractualmente para llevar dicho valor a En el caso del VNR del SST y SCT de REP, dado que el mismo se calculó por única vez en 2009, se ajustó dicho valor por igual índice que el establecido para los contratos de ISA Perú y CTM. Por su parte, para la determinación de los costos operativos se tuvo en cuenta que debido a que REP realiza una parte significativa de las actividades de O&M y de gerenciamiento de CTM e ISA Perú es INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 72

73 necesario descontar de los costos de CTM e ISA Perú los costos de los servicios que son brindados por REP. Los Estados Financieros de las empresas se publican en dólares estadounidenses. Cuadro N 13: Costos Operativos de REP (US$, 2013) Concepto REP CTM ISA Perú REP holding Costo de servicio de transmisión de energía eléctrica Cargas de personal Servicios prestados por terceros Servicios prestados por relacionadas Otros Seguros Consumo de suministros Subtotal Gastos de administración Servicios prestados por terceros Otros gastos indirectos Consumo de suministros Seguros Cargas diversas de gestión Honorarios de asesorías y consultorías Otros menores Cargas de personal Subtotal Total Fuente: Estados Financieros 2013 de REP y CTM y 2014 de ISA Perú. Fueron excluidos los tributos, regalías a ISA, depreciaciones, amortizaciones y provisiones. Los servicios prestados por relacionadas de REP corresponden a servicios brindados por la casa matriz ISA de Colombia. Para determinar los ratios comparadores correspondientes a REP se convirtieron los valores de los cuadros anteriores a Soles peruanos y posteriormente a Balboas panameños comparables. Para la conversión de dólares estadounidenses a dólares se empleó el tipo de cambio promedio publicado por el Banco Mundial y para la conversión a Balboas se aplicó el proceso de homologación descripto. Los valores resultantes luego del ajuste son los siguientes: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 73

74 Cuadro N 14: Ratios Comparadores. REP Concepto unidad 2014 VNR eléctrico (miles de balboas) Gastos Administración (miles de balboas) Costos Operación (miles de balboas) ADMT%M* (ADM/VNR) 1,23% OMT%M* (OyM/VNR) 2,35% AOYM/VNR 3,59% Fuente: Elaboración propia 6. RATIOS COMPARADORES Las variables utilizadas como Comparadores en las revisiones tarifarias anteriores han sido: OMT%M* (OyM/VNR) y ADMT%M* (ADM/VNR). Al respecto no existen elementos de juicio que lleven a modificarlos, por lo que se propone mantenerlos en la presente Revisión Tarifaria. En las secciones anteriores se han obtenido los ratios comparadores de las posibles empresas comparadoras consideradas: Transelec de Chile (actual comparadora) ISA de Colombia REP de Perú Alternativamente se analizó la posibilidad de incluir otras empresas. Sin embargo, por diversos motivos, no fue posible incluirlas: Transba de Argentina. Esta empresa considerada en Revisiones Tarifarias anteriores tuvo su revisión tarifaria a fines de En la misma no se determinó un VNR que pudiera considerarse en el análisis. A su vez, la normalización del ordenamiento regulatorio en Argentina es muy reciente, por lo que los costos de la empresa aún se encontrarían distorsionados. Empresas de transmisión de Brasil. Hasta el momento no existe el cálculo del VNR de las instalaciones. Recientemente se han refrendado nuevos contratos de concesión en los que se establece el cálculo del VNR. Sin embargo, a la fecha de este informe no se cuentan con versiones definitivas del valor del VNR establecidas por el regulador ANEEL. ETCEE de Guatemala. Si bien se determina el VNR de las instalaciones, no se cuenta con resultados oficiales de la valorización de estas instalaciones. Por otra parte, EEGSA forma parte del INDE que aglutina, además de EEGSA, a ECOE (Empresa Comercializadora de Energía) y a EGEE (Empresa de Generación); no contándose con una separación contable por actividades. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 74

75 Del análisis realizado se obtuvieron los siguientes ratios comparadores: Cuadro N 15: Resumen de Ratios Comparadores. Concepto Transelec ISA REP ADMT%M* (ADM/VNR) 0,79% 0.77% 1,23% OMT%M* (OyM/VNR) 1,83% 2.58% 2,35% AOYM/VNR 2,62% 3.35% 3,59% Fuente: Elaboración propia Al igual que en la Revisión Tarifaria anterior, Transelec muestra el mejor desempeño entre las empresas analizadas, no habiendo motivos para reemplazarla por otra empresa. En función de lo anterior, se propone considerar a Transelec como empresa comparadora y sus ratios como base para el cálculo de los comparadores a emplear para ETESA. Adicionalmente, y por iguales razones a las consideradas en estudios anteriores, se recomienda incrementar el valor del Comparador de OyM en un 8% para captar diferencias de las condiciones a las que se ven expuestas las instalaciones de ETESA respecto a las de la empresa comparadora. En consecuencia, los comparadores propuestos se presentan en el siguiente cuadro: Cuadro N 16: Resumen de Ratios Comparadores. Comparador Transelec 2013 ETESA ADMT%M* (ADM/VNR) 0,79% 0.854% OMT%M* (OyM/VNR) 1,83% 1.828% AOYM/VNR 2,62% 2.682% Fuente: Elaboración propia 7. ANÁLISIS DE LA GESTIÓN DE ETESA En la revisión de la gestión de ETESA se han tenido en cuenta una serie de indicadores tanto de desempeño operativo como la evolución de los indicadores económicos más significativos: Desempeño Operativo: fueron analizados los siguientes aspectos: o Pérdidas de energía o Inversiones o Gastos o Depreciaciones o Ingresos o Calidad del Servicio o Gestión de la Operación Integrada Indicadores Económicos: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 75

76 o Rentabilidad o Liquidez o Endeudamiento La fuente de información para los análisis es la obtenida a partir de la suministrada por ETESA, estudios tarifarios realizados durante periodos tarifarios pasados e información adicional obtenida de los registros publicados por la ASEP (Autoridad Nacional de los Servicios Públicos), convenientemente revisada y validada. El objetivo principal de este informe es el de dar una serie de elementos básicos que permitan obtener una visión clara del desempeño de la empresa en sus aspectos principales. 1. REVISIÓN DE LA GESTIÓN DE ETESA Indicadores de Desempeño Operativo Pérdidas Un indicador de la gestión operativa de una empresa de transmisión son las pérdidas de energía. El porcentual de pérdidas de energía de transmisión se calcula respecto a la energía ingresada al sistema de transmisión y las pérdidas de energía surgen de la diferencia entre la energía recibida por el sistema de transmisión y la entregada. La información presentada en la siguiente tabla se obtuvo de las estadísticas publicadas por la ASEP. Año Cuadro N 17: ETESA. Pérdidas de energía (GWh y %) Energía Recibida por ETESA (GWh) Energía Entregada por ETESA (GWh) Pérdidas (GWh) Pérdidas (%) , , % , , % , , % , , % INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 76

77 Pérdidas (%) 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% Pérdidas (%) Se aprecia una tendencia creciente del porcentaje de pérdidas durante el período. Ello puede ser consecuencia a una mayor generación hidroeléctrica (alejada de los centros de consumo) Inversiones Para la determinación del IMP de la empresa se precisa estimar las inversiones durante el período tarifario. Por ello resulta adecuado comparar la evolución de las inversiones efectivamente realizadas con las proyectadas. Dado que el momento de la activación de las erogaciones no necesariamente coincide con el proyectado, es conveniente considerar el monto acumulado de dichos valores. Por otro lado se han deflactado los valores de los estados financieros 8 para hacerlos comparables con los del IMP aprobado que se encuentran a valores de diciembre de El siguiente cuadro compara las inversiones estimadas en el IMP, con las activaciones efectuadas y el total de erogaciones en activos fijos (incluye activaciones y construcciones en proceso). Cuadro N 18: ETESA. Inversiones realizadas y previstas Concepto Inversiones (IMP) acumuladas 17,412,700 82,556, ,050, ,208,560 Adiciones Activo Fijo acumulado deflactado 11,770,528 24,549,718 26,201,814 63,346,466 CAPEX acumulado deflactado 48,408,284 94,085, ,094, ,124,157 8 Se hace notar que a la fecha del estudio ETESA aún no ha presentado los Estados Financieros Auditados, contándose solamente con resultados preliminares. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 77

78 Inversiones 250,000, ,000, ,000, ,000,000 50,000, Adiciones Activo Fijo acumulado deflactado CAPEX acumulado deflactado Inversiones (IMP) acumuladas CAPEX representa el total de las erogaciones en activos fijos. Se observa una significativa discrepancia entre las inversiones (activaciones) consideradas en el IMP y las activaciones realizadas durante el período. Si se consideran las erogaciones en activos fijos se aprecia que la brecha se reduce significativamente. Este fenómeno sería producto de la demora en la habilitación y puesta en funcionamiento de las obras proyectadas en el plan de expansión (particularmente de la tercera línea Veladero-Llano Sánchez-Chorrera-Panamá II en 230 kv Gastos A continuación se comparan los gastos proyectados en el IMP (costos de operación, mantenimiento y administración, generación obligada, entre otros) con los que surgen de los estados financieros convenientemente deflactados para llevarlos a moneda de diciembre de Cuadro N 19: ETESA. Gastos realizados y previstos Concepto Gastos Totales (IMP) 28,802,622 30,271,584 32,783,540 36,146,494 Gastos Totales (Estados Financ.) Deflactado 34,070,549 34,490,688 42,570,142 41,882,779 INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 78

79 Gastos 45,000,000 40,000,000 35,000,000 30,000,000 25,000,000 20,000,000 15,000,000 10,000,000 5,000, Gastos Totales (Estados Financieros) Deflactado Gastos Totales (IMP) Se observa que los gastos realizados superan a los proyectados en aproximadamente un 20%. Ello sería resultado de los montos pagados en concepto de Generación Obligada. Estos mismos resultados se pueden ver comparando los ratios Comparadores aprobados en la anterior Revisión Tarifaria y los observados en la realidad. Los ratios reales surgen de los costos operativos ajustados por inflación y el VNR eficiente establecido para cada año tarifario. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 79

80 Cuadro N 20: ETESA. Evolución ratios comparadores Concepto Aprobado OMT% 2.03% 3.49% 3.49% 3.82% 3.78% ADMT% 0.78% 1.09% 0.78% 0.88% 0.63% AOYM/VNR 2.81% 4.58% 4.27% 4.70% 4.41% ADMT/(ADMT+OMT) 27.8% 23.9% 18.4% 18.7% 14.3% El ratio OMT% es siempre superior al aprobado (resultado en principio de una mayor Generación Obligada); mientras que el ratio ADMT% resulta ligeramente inferior y muestra una tendencia decreciente. El resultado total muestra, como se señaló anteriormente, que el ratio AOYM/VNR verificado fue mayor al aprobado en todos los años. En cuanto a la composición de los costos, de los comparadores aprobados se infiere que los costos de administración deberían representar el 28% aproximadamente, mientras que en la realidad siempre se ubicaron por debajo y con tendencia decreciente Depreciaciones Otro de los componentes del IMP, las depreciaciones, es comparado con los montos imputados en los Estados Financieros de la empresa. El cuadro siguiente muestra la evolución de ambos conceptos. Cuadro N 21: ETESA. Depreciación contable y prevista Concepto Depreciación (IMP) 12,182,032 13,576,032 15,571,032 17,125,000 Depreciación (Estados Financieros) 14,648,426 14,376,568 13,425,401 14,899,197 INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 80

81 Depreciación 18,000,000 16,000,000 14,000,000 12,000,000 10,000,000 8,000,000 6,000,000 4,000,000 2,000, Depreciación (Estados Financieros) Depreciación (IMP) Los valores correspondientes a los Estados Financieros resultan menores a los proyectados en el IMP a partir de Ello puede ser consecuencia en la demora en la activación de las obras en construcción, lo que posterga la imputación contable de las depreciaciones Ingresos Los ingresos establecidos en el IMP se comparan con los ingresos totales consignados en los Estados Financieros de ETESA (incluyen ingresos por uso de la red, conexión, operación integrada y otros ingresos). Los ingresos contables fueron desindexados aplicando la fórmula de actualización tarifaria establecida en el Reglamento de Transmisión. La evolución de ambas variables se presenta en la siguiente tabla: Cuadro N 22: ETESA. Ingresos percibidos y previstos Concepto Ingresos Totales (IMP) 60,425,620 65,996,050 77,322,932 82,510,162 Ingresos Totales (Estados Financ.) Deflactado 63,010,563 64,438,180 64,777,926 66,781,583 INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 81

82 Ingresos 90,000,000 80,000,000 70,000,000 60,000,000 50,000,000 40,000,000 30,000,000 20,000,000 10,000, Ingresos Totales (Estados Financieros) Deflactado Ingresos Totales (IMP) Llamativamente, se observa que los ingresos obtenidos por la empresa han resultado significativamente menores a los establecidos en el IMP, especialmente a partir de Ello consecuencia de incumplimientos en el plan de inversiones que ha ido reduciendo el IMP calculado en las sucesivas actualizaciones anuales Calidad del Servicio De acuerdo al Reglamento de Transmisión (Título VII. Normas de Calidad de Servicio para el Sistema de Transmisión) la confiabilidad es evaluada a través de dos indicadores que deben cumplir los prestadores del servicio público de transmisión. Estos indicadores son: el FMIK (Frecuencia Media de Interrupción) y el TTIK (Tiempo Total de Interrupción). Para calcularlos se utilizan las siguientes fórmulas: Donde: = kva instalado interrumpido en el punto de interconexión. = kva máximo entregado en el punto de interconexión. = Duración de cada interrupción. = cantidad de interrupciones en el período. A partir de enero de 2006 los límites de referencia de estos indicadores, para las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión son (Artículo 106 RT): INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 82

83 Cuadro N 23: Indicadores de calidad. Límites regulatorios Indicador Valor límite FMIK TTIK 1.5 / año 6 hr./ año De excederse del valor límite establecido por indicador en algún punto de entrega, se evalúa anualmente el monto (B/.) de reducción tarifaria para el cliente afectado. Esta reducción se paga al cliente como una disminución en la liquidación de cargos por uso del sistema de transmisión de febrero del año siguiente al incumplimiento. (Artículo 130 y 132 del Reglamento de Transmisión). A partir de 2014 estos indicadores se miden en diecinueve (19) puntos de entrega del Sistema Principal de Transmisión (SPT): Cuadro N 24: ETESA. Puntos de entrega del SPT Equipos de Subestación Subestación Equipo Equipos asociados al pórtico de la LD Equipos asociados al pórtico de la LD Panamá Equipos asociados al pórtico de la LD Equipos asociados al pórtico de la LD Equipos asociados al pórtico de la LD Autotransformadores T1 / T2 / T3 Equipos asociados al pórtico de la LD Equipos asociados al pórtico de la LD Panamá II Equipos asociados al pórtico de la LD Equipos asociados al pórtico de la LD Autotransformadores T1 / T2 Líneas de Transmisión LT Ubicación 115-3A S/E PAN HASTA S/E CALZADA LARGA 115-3B S/E LAS MINAS #2 hasta S/E CHILIBRE 115-4A S/E PAN hasta S/E CEMENTO PANAMÁ 115-4B S/E CHILIBRE hasta S/E LAS MINAS # /30 S/E CAÑAZAS INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 83

84 Hasta el 2013, los indicadores eran medidos en 9 puntos de entrega. A efectos del cálculo de estos indicadores, sólo se contabilizan las desconexiones debido a indisponibilidades en las instalaciones de la Red de Transmisión Regional cuando éstas sean propiedad del Prestador del Servicio Público de Transmisión y cuando las indisponibilidades superen los valores limites definidos por la ASEP. El siguiente cuadro muestra los valores de los indicadores FMIK y TTIK para el período y que constan en el Informe Anual de Indicadores de Confiabilidad de los respectivos años. Punto de Entrega Cuadro N 25: ETESA. Indicadores de calidad FMIK TTIK FMIK TTIK FMIK TTIK FMIK TTIK 115-3A B A B / T1/T2/T T1/T INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 84

85 Estos indicadores son resultados de los siguientes eventos: 2013: 1 evento (n 325) el 25 de febrero asociado a las líneas , , 230-3B y 230-4B 2014: 1 evento (n 1158) el 12 de mayo asociado a las líneas 230-9, y , el cual ocasionó un apagón parcial. 2015: 2 eventos: 24 de enero (n 180) asociado al interruptor 23C12 de la S/E Llano Sánchez, que originó disparo de la barra C y la 3 y de las líneas B/13B y 230-3B que ocasionó un apagón parcial causando la partición del SIN en dos islas eléctricas; y el 12 de febrero (n 229) asociado al pórtico de la línea en el extremo de la S/E Panamá. 2016: 2 eventos: 2 de septiembre de 2016 (n 374) asociado al disparo de la línea 115-3B/4B y el 21 de diciembre de 2016 (n 577), que provocó el disparo de la línea 115-4A debido a la explosión del transformador de corriente (CT) de la fase "A" del interruptor 11M22 de subestación Panamá. Se observa que en todos los puntos de entrega del Sistema Principal de Transmisión los valores de los indicadores se encuentran dentro de los límites establecidos en el Reglamento de Transmisión Gestión de la operación integrada Dentro del IMP correspondiente al CND se consideran los gastos salariales y otros gastos. Los gastos salariales fueron determinados a partir de una dotación de personal estimada y de un gasto salarial medio; mientras que los otros gastos son una proporción de los gastos salariales. El siguiente cuadro compara estos gastos del IMP para cada año calendario con los que surgen de los estados financieros de la empresa (deflactados por el IPC). Cuadro N 26: ETESA. Gastos CND percibidos y previstos Concepto Gastos CND (IMP) 4,736,000 5,066,000 5,396,000 5,726,000 Gastos CND (Estados Financieros) deflactado 3,101,293 3,332,943 3,624,381 ND Los gastos incurridos por el CND rondan el 66% de los gastos aprobados en la RT anterior. Esta diferencia ha sido resultado, en buena medida, tanto de una menor cantidad de personal empleado respecto del proyectado como de menores salarios y gastos salariales tal como se muestra en la siguiente tabla: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 85

86 Cuadro N 27: ETESA. Gastos de personal CND percibidos y previstos Concepto Salarios (B/.) 1,997,346 2,150,988 2,304,630 2,458,272 Gastos de Personal (B/.) 2,936,099 3,161,952 3,387,806 3,613,660 IMP Personal (cantidad) Salario Medio (B/.) 2,561 2,561 2,561 2,561 Gasto Personal Medio (B/.) 3,764 3,764 3,764 3,764 Salarios (B/.) 1,100,497 1,145,548 1,198,590 0 Estados Financieros (deflactado) Gastos de Personal (B/.) 2,170,033 2,319,123 2,394,183 0 Personal (cantidad) Salario Medio (B/.) 1,574 1,576 1,527 0 Gasto Personal Medio (B/.) 3,104 3,190 3,050 0 De la tabla anterior se aprecia que la cantidad de personal empleado ha sido menor al proyectado en todos los años, entre un 7% y 13%. Más significativo aún es la remuneración media (aproximadamente un 60% de la aprobada) y el gasto por empleado (cerca del 80% del aprobado). Evolución de Indicadores Económico-Financieros Para el análisis de la situación económica y financiera de la empresa se han considerado los principales indicadores económicos y financieros relacionados con la rentabilidad, la liquidez y el endeudamiento Indicadores de Rentabilidad A los fines de medir la rentabilidad o resultados económicos de la gestión se han considerado los siguientes indicadores: ROA: el rendimiento sobre los activos (ROA en inglés) expresa la capacidad que tiene una empresa para generar beneficios con el activo que administra, ya sea propio o ajeno; y se obtiene como el siguiente cociente: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 86

87 ROE: el rendimiento sobre el capital (ROE en inglés) es una medida de la rentabilidad de un negocio en relación al valor en libros del Patrimonio, por lo que muestra el retorno para los accionistas (únicos proveedores de capital que no tienen ingresos fijos). La diferencia entre el ROA y ROE radica en el apalancamiento financiero. Se calcula como: Margen neto: Es una medida de la rentabilidad respecto de los ingresos que genera el negocio y se obtiene como: Margen EBITDA: a diferencia del Margen Neto, busca permitir la comparación de rentabilidad entre empresas o industrias al no considerar el impacto de las diferentes formas de financiamiento (al ignorar el pago de intereses); la jurisdicción política (al ignorar impuestos) y la composición de los activos (al ignorar la depreciación). Se calcula de la siguiente manera: El siguiente cuadro y gráfico muestran la evolución de estos indicadores. A los fines comparativos se ha incluido también el período previo ( ): Cuadro N 28: ETESA. Indicadores de rentabilidad Indicadores de Rentabilidad ROE 4.86% 5.40% 3.77% 7.43% 3.71% 3.50% 1.96% 2.24% ROA 3.38% 3.94% 2.64% 5.47% 2.65% 2.36% 1.20% 1.24% Margen Neto 21.29% 22.65% 18.17% 34.36% 16.40% 15.15% 8.31% 9.19% Margen EBITDA 61.38% 62.82% 55.05% 56.31% 45.49% 45.59% 33.16% 36.08% INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 87

88 Indicadores de Rentabilidad 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% ROE ROA Margen Neto Margen EBITDA Se aprecia un paulatino deterioro en todos los indicadores a lo largo de los últimos cuatro años como así también del período completo ilustrado, consecuencia fundamentalmente del aumento en el costo de generación obligada Indicadores de liquidez Los indicadores de liquidez a corto plazo miden la capacidad de la empresa para satisfacer las obligaciones financieras de tipo recurrentes. En la medida en que una empresa tenga un flujo de efectivo suficiente, estará en condiciones de evitar el incumplimiento de sus obligaciones financieras y así evitar una quiebra financiera. El indicador que es de uso más frecuente es: Liquidez o razón circulante: Surge de la relación entre los activos circulantes (o corrientes) y los pasivos circulantes (o corrientes): Liquidez Acida: Surge de la relación entre los activos circulantes (o corrientes) neto de inventarios y los pasivos circulantes (o corrientes): Liquidez Súper Acida: Surge de la relación entre Efectivo y Equivalente en Efectivo y los pasivos circulantes (o corrientes): INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 88

89 El siguiente cuadro y gráfico muestran la evolución de este indicador durante los últimos 8 años: Cuadro N 29: ETESA. Indicadores de liquidez Indicadores de Liquidez Liquidez Liquidez Acida Liquidez Súper Acida Indicadores de Liquidez Liquidez Liquidez Acida Liquidez Super Acida Se aprecia un preocupante deterioro durante los últimos cuatro años producto de un significativo incremento en el pasivo corriente. El incremento del pasivo corriente obedece a diferentes motivos (en 2013 por incremento en el saldo a pagar a proveedores, en 2014 vencimiento de préstamos corrientes, en 2015 provisión para devolución de ingresos por uso del Sistema Principal debido al atraso de la entrada en operación comercial de ciertos proyectos de inversión y por indemnización de servidumbre). En línea con lo anterior se observa como altamente preocupante los niveles de liquidez que presenta la empresa. Si se observan los indicadores de liquidez ácida tan solo, que en condiciones óptimas deberían tender como mínimo a la unidad o superior a ella, registran valores cercanos a cero. En el caso del índice de liquidez ácida se observa que los pasivos corrientes duplican las disponibilidades de caja de la empresa al cierre del ejercicio Dicho contexto implica que la empresa no cuenta con la liquidez suficiente para atender sus compromisos de corto plazo, hecho que presupone la necesidad de contar con asistencia financiera constante a fin de cumplir con estos. Esta situación se condice con los ratios de endeudamiento que se exponen en la sección siguiente. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 89

90 Indicadores de Endeudamiento Permiten analizar la medida en la cual una empresa recurre al financiamiento por medio de deudas en lugar de recurrir a la emisión de instrumentos de capital contable. Son herramientas que permiten determinar la probabilidad de que la empresa incurra en incumplimientos con relación a sus obligaciones contractuales. Es decir, una cantidad excesiva de deudas puede conducir a una más alta probabilidad de insolvencia y de quiebra financiera. Pero por otro lado, las deudas son una forma importante de financiamiento ya que proporcionan una ventaja fiscal significativa porque los pagos de intereses son deducibles de impuestos. Los indicadores analizados son los siguientes: Solvencia: Permite determinar el nivel de autonomía financiera. Un valor bajo del índice indica que la empresa depende mucho de sus acreedores y que dispone de una limitada capacidad de endeudamiento y funciona con una estructura financiera arriesgada. Surge de la siguiente expresión: Endeudamiento: Mide el grado de compromiso del patrimonio para con los acreedores de la empresa. Esta razón de dependencia entre propietarios y acreedores sirve también para indicar la capacidad de crédito y si los propietarios o acreedores son los que financian principalmente a la empresa. Se calcula de la siguiente manera: Endeudamiento Corriente: Mide el grado de endeudamiento a mediano plazo de la empresa y su capacidad para afrontar acreencias. Está estrechamente vinculado a la solvencia. Ratio de Deuda de Largo Plazo: Es una medida de la calidad (en lo que se refiere al plazo) de la deuda. Cuanto más próximo a uno se encuentre el indicador menor el grado de exigibilidad de la deuda. Se obtiene como: Ratio de Cobertura del Servicio de la Deuda. Muestra en qué medida los gastos financieros se pueden pagar con el beneficio neto. Cuanto mayor sea este indicador mejor es la situación de la empresa para hacer frente a la carga financiera. Para obtenerlo se emplea la siguiente expresión: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 90

91 Covenant: Mide cuantas veces la deuda neta de la empresa abarca al EBITDA. Usualmente empresas de la industria de servicios públicos a nivel latinoamericano alcanzan una relación Deuda Neta/EBITDA de entre 3,5 veces hasta 4 veces. 9 Cuadro N 30: ETESA. Indicadores de endeudamiento Relaciones de Endeudamiento Solvencia Endeudamiento Endeudamiento Corriente Ratio Deuda Largo Plazo Ratio de Cobertura del Servicio de la Deuda Covenant Industry Top Trends 2017 (Utilities) ; S&P Global Ratings; February 6, 2017 INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 91

92 Relaciones de Endeudamiento Solvencia Endeudamiento Ratio Deuda LP Cob. Serv. Deuda Endeudamiento Corr Covenant Se observa un deterioro en los principales indicadores durante los últimos 4 años: En el caso de la solvencia y endeudamiento como resultado de una mayor participación del endeudamiento en el financiamiento de los activos La cobertura del servicio de la deuda disminuye por una caída en el EBITDA (como consecuencia del aumento en la generación obligada) y significativas amortizaciones de la deuda de largo plazo en En línea con el cuadro de situación a nivel de liquidez (índices de prueba ácida y súper ácida) se observa un importante compromiso de la empresa en sus niveles de endeudamiento a corto plazo, duplicando dichos compromisos de corto plazo al patrimonio de la sociedad. Se esperaría que, como situación ideal en una empresa regulada, cuyos flujos de caja resultan más predecibles y estables en el tiempo que el de industrias sometidas a competencia, no requerir un aumento tan significativo de su exposición financiera a corto plazo. Paralelamente que la empresa ha incrementado su posición de endeudamiento corriente se ha deteriorado su solvencia patrimonial, lo cual implica mayor endeudamiento que no ha conllevado un incremento proporcional de los activos de la sociedad. Ello demuestra que la empresa se ha visto empujada a atender más bien el desbalance operativo mediante un mayor endeudamiento y no a inversiones que hayan engrosado el activo de la empresa. La problemática del endeudamiento de la empresa no solo se concentra en un importante compromiso a corto plazo, sino que también en un elevado índice Deuda Neta/EBITDA para los parámetros generales de la industria de servicios públicos a nivel latinoamericano (4,4x al 31/12/2016 versus un estándar para el sector y la región de entre 3,5x y 4,0x) Por su parte, el Ratio de Deuda a Largo Plazo se mantiene relativamente estable como resultado de que las diferentes fuentes de endeudamiento han crecido a ritmo similar. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 92

93 2. CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS DE LA GESTIÓN DE ETESA A continuación, se resumen las principales conclusiones alcanzadas en los análisis anteriores: Las pérdidas de energía han mostrado una tendencia creciente durante el período, debido probablemente a una mayor generación hidroeléctrica. Los indicadores de calidad se encuentran dentro de los límites establecidos. Las activaciones (inversiones) han sido menores a las propuestas en el plan de expansión, mientras que las erogaciones de capital han sido similares. Ello sería consecuencia fundamentalmente de retrasos en la concreción del plan de expansión (3 línea). Este retraso también explicaría por qué las depreciaciones han sido inferiores a las proyectadas en el IMP. Los costos operativos totales han sido mayores a los aprobados en el IMP, consecuencia de mayores costos de Generación Obligada. La participación de los costos de administración ha sido inferior a la que surge de los Comparadores. Llamativamente, los ingresos obtenidos han sido significativamente menores a los establecidos en el IMP debido al retraso en la ejecución de obras que ha implicado un crecimiento de la base de activos menor a la prevista en la anterior RT y por lo tanto un menor IMP en las actualizaciones anuales. Se aprecia un paulatino deterioro en todos los indicadores de rentabilidad, consecuencia fundamentalmente del aumento en el costo de generación obligada. Se aprecia un preocupante deterioro de los indicadores de liquidez producto de un significativo incremento en el pasivo corriente. El incremento del pasivo corriente obedece a diferentes motivos (en 2013 por incremento en el saldo a pagar a proveedores, en 2014 vencimiento de préstamos corrientes, en 2015 provisión para devolución de ingresos por uso del Sistema Principal debido al atraso de la entrada en operación comercial de ciertos proyectos de inversión y por indemnización de servidumbre). Visto desde una perspectiva de la industria y la región ETESA presenta un nivel de endeudamiento que excede a los parámetros generales del sector. El índice Deuda Neta/EBITDA al 31/12/2016 excede los máximos esperables para el sector en la región. Se observa un deterioro en los principales indicadores de endeudamiento. En el caso de la solvencia y endeudamiento es resultado de una mayor participación del endeudamiento en el financiamiento de las obras en construcción y del déficit operativo (producido por los gastos en generación obligada). La cobertura del servicio de la deuda disminuye por una caída en el EBITDA (como consecuencia del aumento en la generación obligada) y significativas amortizaciones de la deuda de largo plazo en En cuanto a la gestión del CND se observa que los gastos realizados fueron menores a los previstos en el cálculo del IMP debido a menor contratación de empleados y menor remuneración a la proyectada. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 93

94 ANEXO II RETORNO SOBRE EL CAPITAL PARA LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN EN PANAMÁ 1. Marco Legal y Conceptual para la Determinación de la Tasa de Rentabilidad El análisis para la determinación de la tasa de rentabilidad, esto es, el costo de capital, que debe aplicarse para la determinación del Ingreso Máximo Permitido (en adelante, IMP) de ETESA debe referirse a la Ley No 6 de 1997 por la cual se dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad. En este sentido, en el Capítulo II - Articulo 96 se señala que (l)as tarifas asociadas con el acceso y uso de las redes de transmisión cubrirán los costos de inversión, administración, operación y mantenimiento de la red nacional de transmisión necesarios para atender el crecimiento previsto de la demanda en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad y de desarrollo sostenible. Los costos se calcularán bajo el supuesto de eficiencia económica en el desarrollo del plan de expansión y en la gestión de la Empresa Transmisión. Para el efecto de este cálculo no se considerarán los costos financieros de créditos concedidos al concesionario. Agrega este mismo artículo en su segundo párrafo que (l)os costos utilizados como base para el cálculo de tarifas deben permitir a la Empresa de Transmisión tener una tasa razonable de rentabilidad antes de aplicarse el impuesto sobre la renta sobre el activo fijo invertido a costo original. Para efectos de este cálculo, se define como razonable aquella tasa que no difiera en más de dos puntos de la suma de la tasa de interés anual de los bonos de treinta años del tesoro de los Estados Unidos de América, más una prima de siete puntos en concepto del riesgo del negocio de transmisión en el país. La tasa de interés mencionada se calculará como el promedio de las tasas efectivas durante los doce meses anteriores a la revisión de la fórmula tarifaria. No obstante ser el marco regulatorio el que determina una mecánica específica para la fijación de la tasa de rentabilidad a reconocer en el pliego tarifario por parte del regulador, resulta relevante contrastar con información de referencia a nivel internacional que permita al regulador disponer de elementos de juicio adicionales que puedan brindar una mirada más integral y completa del valor que se adopta como válido en el proceso. En tal sentido se incorporará, de manera consistente con las revisiones tarifarias pasadas, el cálculo de la tasa de rentabilidad utilizando el modelo ampliamente aceptado en la práctica regulatoria conocido como WEIGHTED AVERAGE COST OF CAPITAL (WACC) 10 el cual incluye la determinación del costo de capital propio (tasa de retorno del capital 10 Costo Promedio Ponderado del Capital INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 94

95 propio o equity) a partir de otro modelo ampliamente aceptado como es el CAPITAL ASSET PRICING MODEL (CAPM) 11. Apelando a la propia definición hecha en estudios tarifarios anteriores el WACC responde al concepto de costo de oportunidad del capital, esto es, la tasa mínima o retorno que requiere una inversión para atraer fondos hacia el sector regulado (también conocida en la jerga financiera como tasa de corte). Tal como lo define la Ley N 6 de 1997 dicho retorno debe responder a una actividad de riesgo comparable por lo tanto resulta necesario contemplar tanto la estimación del rendimiento de una inversión como el nivel de riesgo comparable con otras industrias a nivel nacional o internacional. La literatura de las finanzas corporativas recurre a un modelo ampliamente utilizado y aceptado también en la práctica regulatoria, modelo que permite estimar el costo de capital promedio ponderado, bajo la consigna de que en general las empresas financian su operación mediante dos corrientes de recursos: capital propio y deuda con terceros. Deuda y capital propio se diferencian en que los acreedores poseen derechos prioritarios sobre los beneficios de la empresa, mientras que el capital propio solo posee derechos residuales (esto es, reciben lo que queda después de que se abona a los acreedores). Ello conlleva a considerar que el capital propio enfrenta un mayor riesgo y por consiguiente el costo o remuneración que exige es mayor al costo de endeudamiento. Esta dualidad de recursos con los cuales se apalanca la operación de la empresa y los costos que cada una de ellas conlleva se exponen en el WACC, el cual se compone a partir de la siguiente formulación. r a r 1 t d D D PN r e PN D PN dónde, ra: WACC o tasa de rentabilidad rd: costo de la deuda re: costo de capital propio D: valor de la deuda PN: valor del patrimonio neto Por su parte como ya se mencionó para la determinación de la tasa de retorno del capital propio, subsiste una preferencia en la práctica de las finanzas corporativas por la utilización del modelo 11 Modelo de Valoración de Activos de Capital INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 95

96 CAPM, ampliamente utilizado por organismos reguladores dentro de los procesos de determinación de tarifas, 12 el cual se define seguidamente. r e r f rm rf rp dónde, re: costo de capital propio β: beta de la acción rf: tasa libre de riesgo rm: retorno de una cartera diversificada de acciones rp: tasa de riesgo país 2. Cálculo del Costo Promedio Ponderado del Capital En esta sección se procederá a calcular la tasa de rentabilidad en base a la metodología anteriormente definida con el correspondiente detalle de la metodología empleada, mecánica de cálculo y fuentes de información consultadas. Debe destacarse que los valores que determine esta metodología de cálculo no obligan a la ASEP a su adopción y solo constituirán elementos de juicio adicionales a tener en cuenta para la fijación de la tasa de rentabilidad regulada de manera definitiva Costo de la Deuda El costo de la deuda es igual al costo de endeudamiento de mediano y largo plazo en el que incurre la empresa para obtener fondos para financiar sus proyectos. El modelo utilizado en este trabajo a los fines de estimar el costo de endeudamiento, se basa en considerar el costo marginal de obtener fondos. Una empresa de servicios públicos que desea obtener fondos en el mercado internacional, los captara a una tasa que refleje la tasa libre de riesgo más un 12 Esto se observa por ejemplo en una importante cantidad de países de Latinoamérica como ser los casos de Uruguay, Argentina, Colombia, Brasil, Perú y Chile en la regulación de tarifas en transporte y también distribución de energía eléctrica. A nivel internacional esta metodología tiene aplicación por parte de organismos de regulación como los de Reino Unido, Alemania, Polonia, Finlandia, Francia, República Checa, Eslovaquia, Australia, por citar algunos casos (Mapping Power and Utilities Regulation in Europe; Ernst & Young; 2013). INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 96

97 spread asociado al riesgo crediticio del sector como también del país en el cual se encuentra dicha firma. En síntesis, el costo de endeudarse es igual a la tasa de interés libre de riesgo más la prima de riesgo país, más un spread asociado al riesgo de default de la empresa. r d r f r p SD dónde, rd: costo de la deuda rf: tasa libre de riesgo rp: tasa de riesgo país SD: spread de default Para la tasa libre de riesgo, solo a los efectos del cálculo del costo de la deuda, se consideró la tasa de interés de los Bonos del Tesoro de los EE.UU. a 10 años (UST10) (en particular el promedio aritmético de los retornos para el periodo Julio 2016 a Junio 2017). El valor medio alcanzado para el período referenciado resulta ser de 2,10%. Cuadro N 1: Tasa Libre de Riesgo en base a Serie de Retornos UST10Y UST ,50% ,56% ,63% ,76% ,14% ,49% ,43% ,42% ,48% ,30% ,30% ,19% Fuente: Board of Governors Federal Reserve System Cabe aclarar que la revisión tarifaria anterior se ha considerado el comportamiento de los Bonos del Tesoro de los EE.UU. a 20 años debido al plazo de maduración de los préstamos con que contaba ETESA en aquella oportunidad y, fundamentalmente al periodo asociado al mecanismo de financiamiento para la construcción de la tercera línea (30 años). En la actualidad y a partir de la revisión de los Estados Financieros Preliminares al 31 de diciembre de 2016 se constata el siguiente cuadro de maduración del financiamiento de largo plazo de ETESA. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 97

98 Cuadro N 2: Detalle de Financiamientos de ETESA de Largo Plazo al 31 de diciembre de 2016 Fuente: Estados Financieros de ETESA al 31 de diciembre de 2016 Del análisis del cuadro anterior se desprende que la maduración de los financiamientos vigentes en su gran mayoría se ubica en el entorno de los 10 años o menos (vencimientos en los años 2020 y 2027). Solo en el caso del financiamiento tomado con la Corporación Andina de Fomento (CAF) se excede unos tres años del horizonte de diez años, pero a la fecha representa una mínima porción de la deuda de largo plazo total (16% de la deuda financiera de largo plazo total). En relación a la tasa de riesgo país se utiliza la misma que se ha determinado para el cálculo del CAPM, siendo esta para el período de referencia de 1,66%. Esta surge de considerar el promedio del EMERGING MARKETS BOND INDEX (EMBI) elaborado por el Banco JP MORGAN CHASE, siendo este definido como la diferencia entre la tasa de interés que pagan los bonos denominados en dólares emitidos por países considerados mercados emergentes y los Bonos del Tesoro de los EE.UU. (los que se consideran libre de riesgo). A continuación, se detalla la base de cálculo para el período de referencia. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 98

99 Cuadro N 3: EMBI para la República de Panamá EMBI Global Diversified Subindices (average monthly) jul-16 1,89% ago-16 1,75% sep-16 1,72% oct-16 1,62% nov-16 1,79% dic-16 1,79% ene-17 1,73% feb-17 1,57% mar-17 1,54% abr-17 1,57% may-17 1,50% jun-17 1,52% Fuente: Bloomberg Respecto del cálculo del spread por default para una empresa de transmisión eléctrica en la República de Panamá, se consideró el premio por riesgo crediticio que empresas estadounidenses, con la misma calificación considerada para el país, pagan por encima de la tasa libre de riesgo. Dicha calificación asciende según FITCH RATINGS a BBB con perspectiva estable. Ilustración No 1: Calificación Crediticia República de Panamá Agencia Fitch Ratings Fuente: ASEP Según la información relevada en el mercado financiero el spread crediticio para empresas estadounidenses con calificación BBB en financiamiento a 10 años asciende a 126 bp (1,26%). INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 99

100 Gráfico No 1: Spreads Crediticios según Calificación e Industria Como resultado de los componentes anteriormente determinados se obtiene el siguiente costo de deuda para ETESA en el período de referencia. Cuadro No 4: Costo de la Deuda para ETESA Tasa Libre de Riesgo 2,10% Riesgo País 1,66% Riesgo Corporativo (Rc) 1,26% Costo de la Deuda antes de impuestos 5,02% Tasa Marginal Impuesto a las Ganancias 30,00% Costo de la Deuda despues de impuestos 3,87% Fuente: Elaboración propia 2.2. Costo del Capital Propio A continuación, se expone la metodología empleada para la determinación del costo de capital propio de la empresa según el modelo CAPM seleccionado, indicando asimismo fuentes de información consultadas y validaciones practicadas de manera consistente con lo aplicado en los períodos tarifarios anteriores La tasa Libre de Riesgo La tasa de libre riesgo es el rendimiento que puede obtener un activo no expuesto a riesgo alguno. Es decir que un inversionista espera que el activo invertido sin riesgo, tenga un rendimiento sin desviaciones alrededor del riesgo esperado. Un activo libre de riesgo no tiene riesgo de incumplimiento (default risk) ni riesgo de reinversión (reinvestment risk). Es práctica habitual, y aceptada en forma generalizada en finanzas corporativas, evaluar la tasa de libre riesgo como el rendimiento de los Bonos del Tesoro de los EE.UU. (Treasury Bonds o T-Bonds) con una madurez INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A. 100